Система автоматизированная управления технологическим процессом установки СПГК ООО "Афипский НПЗ"
| Номер в ГРСИ РФ: | 57384-14 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "Приз", г.Москва |
| 57384-14: Описание типа СИ | Скачать | 217.1 КБ |
Система автоматизированная управления технологическим процессом установки СПГК ООО «Афипский НПЗ» (далее- АСУ ТП) предназначена для измерения, регистрации и обработки электрических сигналов от первичных измерительных преобразователей и формирования сигналов управления техническими средствами и оборудованием установки СПГК
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 57384-14 |
| Наименование | Система автоматизированная управления технологическим процессом установки СПГК ООО "Афипский НПЗ" |
| Год регистрации | 2014 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 610 п. 06 от 15.05.2014 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "Приз", г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 57384-14 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 57384-14: Описание типа СИ | Скачать | 217.1 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная управления технологическим процессом установки СПГК ООО «Афипский НПЗ» (далее- АСУ ТП) предназначена для измерения, регистрации и обработки электрических сигналов от первичных измерительных преобразователей и формирования сигналов управления техническими средствами и оборудованием установки СПГК ООО «Афипский НПЗ».
Описание
Структура АСУ ТП состоит из трех системных уровней (см. рис. 1):
- нижний уровень автоматизации. Уровень контрольно-измерительных приборов (КИП). Приборы, исполнительные механизмы, приводы и полевые устройства. На этом уровне находятся компоненты полевых устройств, подключаемых к следующему уровню автоматизации посредством стандартных полевых протоколов обмена;
- средний уровень автоматизации. Уровень сбора информации и управления процессом. Включает в себя интерфейсы полевых устройств, модули ввода-вывода, связующие устройства, контроллеры;
- верхний уровень автоматизации. Уровень оперативного управления установки. Программные продукты и выделенные компьютеры, которые обеспечивают диспетчеризацию и контроль работы системы.
Помещение - Аппаратная
Помещение - Операторная
IS АМ 78 AI-40
IS АО-54 АО-16
IS DM2 DI-48
ISDO-16 DO-72
IS АМ 78 AI-40 ISAO-54 АО-16
IS DM2 DI-48
ISDO-16 DO-64
IS AI-304 AI-S6 ISAO-O AO-O IS DI-32 DI-208
ISDO-16 DO-104
Полевой КИП
Рис. 1 - Структурная схема АСУ ТП
АСУ ТП установки СПГК выполняет следующие функции:
- автоматизированный сбор и первичную обработку технологической информации;
- автоматический контроль состояния технологического процесса, предупредительную сигнализацию при выходе технологических показаний за установленные границы;
- автоматический перевод блоков установки в безопасное состояние по установленным алгоритмам при достижении контролируемыми параметрами участвующими в логике аварийного останова аварийных значений;
- управление технологическим процессом в реальном масштабе времени;
- представление информации в удобном для восприятия и анализа виде на цветных графических операторских станциях в виде графиков, мнемосхем, таблиц и т. д.;
- автоматическую обработку, регистрацию и хранение поступающей производственной информации, вычисление усредненных, интегральных и удельных показателей;
- автоматическое формирование отчетов и рабочих (режимных) листов по утвержденной форме за определенный период времени, и вывод их на печать по расписанию и по требованию;
- контроль над работоспособным состоянием средств системы (датчики открытия двери шкафов и т.п.);
- подготовку исходных данных для расчета материальных и энергетических балансов по производству, расчетов расходных норм по сырью, реагентам, энергетике;
- защиту баз данных и программного обеспечения от несанкционированного доступа;
- диагностику и выдачу сообщений по отказам всех элементов комплекса технических средств с точностью до модуля;
- автоматический сбор аналоговой и дискретной информации от датчиков технологических параметров, датчиков состояния исполнительных механизмов, датчиков довзрывоопасных концентраций паров углеводородов, предельно допустимых концентраций газов, блокирующих работу проектируемой системы;
- выделение достоверной входной информации (проверка команд оператора на допустимость исполнения, более высокий приоритет выполнения автоматических команд над командами оператора при достижении контролируемых параметров предупредительных и предава-рийных границ);
- анализ и логическую обработку входной информации, включая анализ состояния сигналов относительно аварийных уровней, фильтрация кратковременных превышений аварийных уровней для исключения ложных срабатываний системы;
- автоматическую выдачу сигналов двухпозиционного управления на исполнительные механизмы;
- удержание исполнительных механизмов до ликвидации аварийного состояния;
- дистанционное («ручное») управление исполнительными механизмами при условии санкционированного доступа;
- определение и отображение первопричины срабатывания системы защиты и останова технологического процесса.
Программное обеспечение
Все метрологически значимые вычисления выполняются ПО измерительных компонентов комплекса Delta V, метрологические характеристики которых нормированы с учетом влияния на них встроенного ПО. ПО, входящее в состав первого и второго уровня ПТК, приведено в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
Системное ПО DeltaV |
Delta V |
v.10.3.1 |
ecb37770 |
CRC32 |
|
Прикладное ПО |
Проект «SPGK» |
v.1.0 |
В состав ПО ПЛК входит рабочая копия конфигурации оборудования ввода/вывода, программные модули первичной обработки информационных каналов, программные модули управления исполнительными устройствами и программные модули ПАЗ.
Программное обеспечение Delta V позволяет выполнять: конфигурирование и настройку параметров модулей ПЛК, параметров связи; установку парольной защиты от несанкционированного доступа.
Основной задачей прикладного ПО «SPGK» является сбор данных с полевых датчиков, обработка данных в соответствии с выбранным алгоритмом и выдача управляющих воздействий на исполнительные механизмы, также прикладное ПО обеспечивает связь с внешней сетью.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «C» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики ИК АСУ ТП
|
Канал измерения (позиция) |
Диапазон измерений |
Первичный преобразователь |
Вторичная часть ИК системы: измерительный преобразователь; модуль аналогового ввода |
Пределы допускаемой основной погрешности |
|
Пределы допускаемой основной относительной (6)/ абсолютной (Д)/ приведённой (у) погрешности от диапазона, % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
ИК давления | ||||
|
PT201 |
от 0 до 20 кгс/см2 |
Преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71, Госреестр № 41560-09, у = ± 0,075 % |
KFD2-STC4-Ex2 Госреестр № 22153-08, у= ± 0,1 %; VE4003S2B2 Госреестр № 49338-12, у= ± 0,1 % |
±0,3 % (у) |
|
PT202/3, PT202/4, PT202/1, PT202/2 |
от 0 до 20 кгс/см2 |
±0,3 % (у) | ||
|
PT203, PT204/1, PT204/2, PT229/1, PT229/2, PT229/3, PT229/4 |
от 0 до 6 кгс/см2 |
±0,3 % (у) | ||
|
PT217, PT218/1, PT221/1, PT221/2 |
от 0 до 60 кПа от 0 до 100 кПа |
±0,3 % (у) | ||
|
PT223, PT224 |
от 0 до 15 кгс/см2 от 0 до 20 кгс/см2 |
±0,3 % (у) | ||
|
PT4206 |
от 0 до 1,5 кгс/см2 |
±0,3 % (у) | ||
|
PT4202,PT2303, PT2305, PT2314, PT2312 |
от 0 до 1,6 МПа |
±0,3 % (у) | ||
|
PT1346A, PT1346B |
от 0 до 0,6 МПа |
±0,3 % (у) | ||
|
PT1370A, PT1370B |
от 0 до 0,16 МПа |
±0,3 % (у) | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
PT1347 |
от 0 до 2,5 МПа |
Преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71, Госреестр № 41560-09, у = ± 0,075 % |
KFD2-STC4-Ex2 Госреестр № 22153-08, у= ± 0,1 %; VE4003S2B2 Госреестр № 49338-12, у= ± 0,1 % |
±0,3 % (у) |
|
PT4203 |
от 0 до 10,0 кгс/см2 |
±0,3 % (у) | ||
|
PT3310, PT3311 PT3410, PT3308 |
от 0 до 1 МПа |
±0,3 % (у) | ||
|
PT3315, PT3314 |
от 0 до 0,6 МПа |
±0,3 % (у) | ||
|
PT3305 |
от 0 до 1,5 МПа |
±0,3 % (у) | ||
|
PT4204, PT4205 |
от 0 до 5,0 кгс/см2 |
±0,3 % (у) | ||
|
PT3312A, PT3312B |
от 0 до 2,5 МПа |
±0,3 % (у) | ||
|
PT3301, PT3306A, PT3306B, PT3307 |
от 0 до 4 МПа |
±0,3 % (у) | ||
|
PT205/1, PT205/2, PT208, PT209 |
от минус 250 до 250 Па |
Преобразователь давления измерительный Deltabar S PMD75, Госреестр № 41560-09, у = ± 0,075 % |
±0,3 % (у) | |
|
PT206, PT207/1, PT207/2 |
от минус 150 до 150 Па |
±0,3 % (у) | ||
|
PT210, PT211 |
от минус 1 до 0 кПа |
±0,3 % (у) | ||
|
PT212, PT213 |
от 0 до 3 кПа |
±0,3 % (у) | ||
|
PT215 |
от 0 до 0,6 кПа |
±0,3 % (у) | ||
|
PDT 3302, PDT 3303 |
от 0 до 0,3 МПа |
±0,3 % (у) |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
PT1345 |
от 0 до 0,6 МПа |
Преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71, Госреестр № 41560-09, y = ± 0,075 % |
KFD2-STC4-Ex2 Госреестр № 22153-08, y= ± 0,1 %; VE4003S2B2 Госреестр № 49338-12, y= ± 0,1 % |
±0,3 % (y) |
|
PT1370A, PT1370B |
от 0 до 0,16 МПа |
±0,3 % (y) | ||
|
PT2320, PT2326 |
от 0 до 1,6 МПа |
±0,3 % (y) | ||
|
PT1320, PT1325, PT2301, PT2302, PT2306, PT2307, PT2310, PT2311, PT2353, PT2354 |
от 0 до 0,16 МПа |
Преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71, Госреестр № 41560-09, y = ± 0,075 % |
±0,3 % (y) | |
|
PT1350, PT1351, PT1352 PT1353, PT1354, PT2315 PT2316, PT2351, PT2352 PT2355, PT2356 |
от 0 до 0,25 МПа |
Преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71, Госреестр № 41560-09, y = ± 0,075 % |
±0,3 % (y) | |
|
PT1326 |
от 0 до 2,5 МПа |
±0,3 % (y) | ||
|
PT1340, PT1355, PT1360 PT1365 |
от 0 до 1,6 МПа |
±0,3 % (y) | ||
|
PT1375, PT2331, PT2325 |
от 0 до 1,6 МПа |
Преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71, Госреестр № 41560-09, y = ± 0,075 % |
±0,3 % (y) | |
|
PT230 |
от 0 до 10 кгс/см2 |
±0,3 % (y) | ||
|
PT231 |
от 0 до 6 кгс/см2 |
±0,3 % (y) | ||
|
PT2330A, PT2330B |
от 0 до 1,6 МПа |
Преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71, Госреестр № 41560-09, y = ± 0,075 % |
±0,3 % (y) | |
|
PT214 |
от 0 до 2 кПа |
±0,3 % (y) | ||
|
PT220 |
от 0 до 100 кПа |
±0,3 % (y) | ||
|
PT4207 |
от 0 до 1 МПа |
±0,3 % (y) |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
PDT 2332 |
от 0 до 50 кПа |
Преобразователь давления измерительный Deltabar S PMD75, Госреестр № 41560-09, у = ± 0,075 % |
KFD2-STC4-Ex2 Госреестр № 22153-08, у= ± 0,1 %; VE4003S2B2 Госреестр № 49338-12, у= ± 0,1 % |
±0,3 % (у) |
|
PDT 2333 |
от 0 до 40 кПа |
±0,3 % (у) | ||
|
PDT 2334, PDT 2335, PDT 2336 |
от 0 до 60 кПа |
±0,3 % (у) | ||
|
PDT216/1, PDT216/2 |
от 0 до 0,6 кПа |
±0,3 % (у) | ||
|
ИК температуры | ||||
|
TT4111, TT4113, TT3120, TT3106, TT3111, TT3108, TT1150. |
от 0 до 100 °C |
Термопреобразователь сопротивления TR88, Госреестр № 49519-12, Д= ±(0,3+0,005|t|) оС Преобразователь измерительный ТМТ 182, Госреестр № 39840-08, Д= ±0,2 оС |
KFD2-STC4-Ex2 Госреестр № 22153-08, у= ± 0,1 %; VE4003S2B2 Госреестр № 49338-12, у= ± 0,1 % |
±1,2 оС (Д) |
|
TT3101, TT3103, TT3104, , TT3113. |
от 0 до 150 °C |
±1,6 оС (Д) | ||
|
TT3119, TT3410 |
от 0 до 250 °C |
±2,3 оС (Д) | ||
|
TT4112 |
от 0 до 300 °C |
±2,6 оС (Д) | ||
|
TT4115 |
от 0 до 350 °C |
±3,0 оС (Д) | ||
|
TT4114 |
от 0 до 400 °C |
±3,3 оС (Д) | ||
|
TT3115A, TT3115B, TT3116A, TT3116B |
от минус 50 до 100 °C |
Преобразователь термоэлектрический TSC310, Госреестр № 49520-12, Д= ± 2,5 оС Преобразователь измерительный ТМТ 182, Госреестр № 39840-08, Д= ±0,2 оС |
±3 оС (Д) | |
|
TT4101, TT4102, TT4103, TT4104, TT4105, TT4106, TT4107, TT4108, TT4109, TT4110, TT3121A, TT3121B, TT3105A, TT3105B, TT3107A, TT3107B, TT3109A, TT3109B. |
от 0 до 100 °C |
±3 оС (Д) | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
ТТ 1104, TT2145, ТТ 1105,ТТ 1110, ТТ 1111, TT1112, TT1130 |
от 0 до 60 °C |
Термопреобразователь сопротивления TR10, Госреестр № 49519-12, Д= ±(0,3+0,005|t|) оС |
KFD2-STC4-Ex2 Госреестр № 22153-08, Y= ± 0,1 %; VE4003S2B2 Госреестр № 49338-12, Y= ± 0,1 % |
±1 оС (Д) |
|
TT1182 |
от 0 до 120 °C |
±1,2 оС (Д) | ||
|
TT1113, TT1136, TT1138, TT1137, TT1135, TT1139, TT1145, TT1185 , TT1180, TT1192 |
от 0 до 150 °C |
Термопреобразователь сопротивления TR10, Госреестр № 49519-12, Д= ±(0,3+0,005|t|) оС |
±1,5 оС (Д) | |
|
TT1183 |
от 0 до 250 °C |
Термопреобразователь сопротивления TR10, Госреестр № 49519-12, Д= ±(0,3+0,005|t|) оС |
±2,1 оС (Д) | |
|
TT1188, TT1187, TT1148 |
от 0 до 200 °C |
±2,0 оС (Д) | ||
|
TT1186, TT1184, TT1189, TT1190 |
от 0 до 300 °C |
±2,5 оС (Д) | ||
|
TT 101, TT 102/1, TT 102/2, TT 102/3, TT 102/4 |
от 0 до 350 °C |
±2,8 оС (Д) | ||
|
TT 103/1, TT 103/2, TT103/3, TT 103/4, TT 104, TT 105/1, TT 105/2 |
от 0 до 450 °C |
Термопреобразователь сопротивления TR10, Госреестр № 49519-12, Д= ±(0,3+0,005|t|) оС |
±3,5 оС (Д) | |
|
TT 106, TT 107/1, TT 107/2 |
от 0 до 1000 °C |
±7,5 оС (Д) | ||
|
TT 108, TT 109 |
от 0 до 600 °C |
±4,5 оС (Д) | ||
|
TT 110, TT1147 |
от 0 до 300 °C |
Термопреобразователь сопротивления TR10, Госреестр № 49519-12, Д= ±(0,3+0,005|t|) оС |
±2,5 оС (Д) | |
|
TT 111, TT 112 |
от минус 20 до 120 °C |
±1,3 оС (Д) | ||
|
TT 113, TT 114 |
от минус 20 до 400 °C |
±3,3 оС (Д) |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
TT1122, TT1127, TT1150, TT1151, TT1153, TT1154, TT2103, TT2106, TT1152, TT2110, TT2113, TT2117, TT2122, TT2127, TT2132, TT2151, TT2152, TT2153, TT2154, TT2133, TT2134 |
от 0 до 100 °C |
Термопреобразователь сопротивления TR10, Госреестр № 49519-12, Д= ±(0,3+0,005|t|) оС |
KFD2-STC4-Ex2 Госреестр № 22153-08, Y= ± 0,1 %; VE4003S2B2 Госреестр № 49338-12, Y= ± 0,1 % |
±1 оС (Д) |
|
ТТ124, ТТ125 |
от 0 до 450 °C |
±3,5 оС (Д) | ||
|
TT1115 |
от 0 до 400 °C |
Термопреобразователь сопротивления TR61, Госреестр № 49519-12, Д= ±(0,3+0,005|t|) оС |
±3,1 оС (Д) | |
|
TT4116 |
от 0 до 350 °C |
±2,8 оС (Д) | ||
|
ИК расхода | ||||
|
FT4301 |
от 260 до 4000 м3/ч |
Расходомер вихревой Prowirl 72F1F, Госреестр № 15202-09, 5= ± 1 % (газ, пар), ± 0,75 % (жидкость) |
KFD2-STC4-Ex2 Госреестр № 22153-08, Y= ± 0,1 %; VE4003S2B2 Госреестр № 49338-12, Y= ± 0,1 % |
см. примечание 2 |
|
FT4302 |
от 600 до 1600 м3/ч | |||
|
FT3401, FT3402, FT3406 |
от 9 до 40 м3/ч |
Расходомер вихревой Prowirl 72F40, Госреестр № 15202-09, 5= ± 1 % (газ, пар), ± 0,75 % (жидкость) |
см. примечание 2 | |
|
FT3407 |
от 9 до 65 м3/ч |
Расходомер вихревой Prowirl 72F80, Госреестр № 15202-09, 5= ± 1 % (газ, пар), ± 0,75 % (жидкость) |
см. примечание 2 | |
|
FT3412 |
от 1 до 12 м3/ч |
Расходомер вихревой Prowirl 72F25, Госреестр № 15202-09, 5= ± 1 % (газ, пар), ± 0,75 % (жидкость) |
см. примечание 2 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
FT3405 |
от 0,1 до 0,5 м3/ч |
Расходомер массовый Promass 80F08, Госреестр № 15201-11, 6= ± 0,35 % (газ, пар), ± 0,15 % (жидкость) |
KFD2-STC4-Ex2 Госреестр № 22153-08, Y= ± 0,1 %; VE4003S2B2 Госреестр № 49338-12, Y= ± 0,1 % |
см. примечание 2 |
|
FIRSA-301/1, FIRSA-302/1, FIRSA-303/1, FIRSA-304/1, FIRCA-301/2, FIRCA-302/2, FIRCA-303/2, FIRCA-304/2 |
от 18 до 150м3/ч |
Расходомер вихревой Prowirl 72F1H, Госреестр № 15202-09, 6= ± 1 % (газ, пар), ± 0,75 % (жидкость) |
см. примечание 2 | |
|
FIR-305 |
от 323 до 2500 м3/ч |
Расходомер вихревой Prowirl 72F1H, Госреестр № 15202-09, 6= ± 1 % (газ, пар), ± 0,75 % (жидкость) |
см. примечание 2 | |
|
FT-306 |
от 82 до 1400 м3/ч |
Расходомер вихревой Prowirl 72F1H, Госреестр № 15202-09, 6= ± 1 % (газ, пар), ± 0,75 % (жидкость) |
см. примечание 2 | |
|
FT1405 |
от 500 до 2500 м3/ч |
Расходомер вихревой Prowirl 72F3H, Госреестр № 15202-09, 6= ± 1 % (газ, пар), ± 0,75 % (жидкость) |
см. примечание 2 | |
|
FT1410 |
от 50 до 160 м3/ч |
Расходомер вихревой Prowirl 72F1H, Госреестр № 15202-09, 6= ± 1 % (газ, пар), ± 0,75 % (жидкость) |
см. примечание 2 | |
|
FT1411 |
от 21 до 63 м3/ч |
Расходомер вихревой Prowirl 72F80, Госреестр № 15202-09, 6= ± 1 % (газ, пар), ± 0,75 % (жидкость) |
см. примечание 2 | |
|
FT1412 |
от 55 до 160 м3/ч |
Расходомер вихревой Prowirl 72F1H, Госреестр № 15202-09, 6= ± 1 % (газ, пар), ± 0,75 % (жидкость) |
см. примечание 2 | |
|
FT1413 |
от 100 до 250 м3/ч |
Расходомер вихревой Prowirl 72F1F, Госреестр № 15202-09, 6= ± 1 % (газ, пар), ± 0,75 % (жидкость) |
см. примечание 2 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
FT1415 |
от 58 до 1100 м3/ч |
Расходомер вихревой Prowirl 72F50, Госреестр № 15202-09, 5= ± 1 % (газ, пар), ± 0,75 % (жидкость) |
KFD2-STC4-Ex2 Госреестр № 22153-08, Y= ± 0,1 %; VE4003S2B2 Госреестр № 49338-12, Y= ± 0,1 % |
см. примечание 2 |
|
FT1428, FT1429 |
от 110 до 250 м3/ч |
Расходомер ультразвуковой Prosonic Flow 92F1F Inline, Госреестр № 29674-12, 5= ± 0,5 % |
см. примечание 2 | |
|
FT1430 |
от 220 до 630 м3/ч |
Расходомер ультразвуковой Prosonic Flow 92F1F Inline, Госреестр № 29674-12, 5= ± 0,5 % |
см. примечание 2 | |
|
FT1440 |
от 40 до 125 м3/ч |
Расходомер ультразвуковой Prosonic Flow 92F1F Inline, Госреестр № 29674-12, 5= ± 0,5 % |
см. примечание 2 | |
|
FT1441 |
от 16 до 63 м3/ч |
Расходомер ультразвуковой Prosonic Flow 92F1H, Госреестр № 29674-12, 5= ± 0,5 % |
см. примечание 2 | |
|
FT1445 |
от 110 до 630 м3/ч |
Расходомер ультразвуковой Prosonic Flow 92F1F Inline, Госреестр № 29674-12, 5= ± 0,5 % |
см. примечание 2 | |
|
FT1446, FT1447 |
от 127 до 250 м3/ч |
Расходомер вихревой Prowirl 72F50, Госреестр № 15202-09, 5= ± 1 % (газ, пар), ± 0,75 % (жидкость) |
см. примечание 2 | |
|
FT1450 |
от 23 до 63 м3/ч |
Расходомер ультразвуковой Prosonic Flow 92F1F Inline, Госреестр № 29674-12, 5= ± 0,5 % |
см. примечание 2 | |
|
FT1451 |
от 49 до 150м3/ч |
Расходомер ультразвуковой Prosonic Flow 92F1F Inline, Госреестр № 29674-12, 5= ± 0,5 % |
см. примечание 2 | |
|
FT1455 |
от 19 до 75 м3/ч |
Расходомер вихревой Prowirl 72F80, Госреестр № 15202-09, 5= ± 1 % (газ, пар), ± 0,75 % (жидкость) |
см. примечание 2 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
FT1456 |
от 65 до 200 м3/ч |
Расходомер вихревой Prowirl 72F1H, Госреестр № 15202-09, 5= ± 1 % (газ, пар), ± 0,75 % (жидкость) |
KFD2-STC4-Ex2 Госреестр № 22153-08, Y= ± 0,1 %; VE4003S2B2 Госреестр № 49338-12, Y= ± 0,1 % |
см. примечание 2 |
|
FT1457 |
от 67 до 250 м3/ч |
Расходомер вихревой Prowirl 72F50, Госреестр № 15202-09, 5= ± 1 % (газ, пар), ± 0,75 % (жидкость) |
см. примечание 2 | |
|
FT1458 |
от 1580 до 2905 м3/ч |
Расходомер Deltatop D062C2H, Госреестр № 29675-08, 5= ± 1,7 % |
см. примечание 2 | |
|
FT1460 |
от 30 до 100 м3/ч |
Расходомер вихревой Prowirl 72F1H, Госреестр № 15202-09, 5= ± 1 % (газ, пар), ± 0,75 % (жидкость) |
см. примечание 2 | |
|
FT1461 |
от 160 до 300 кг/ч |
Расходомер Deltatop DO62C50, Госреестр № 29675-08, 5= ± 1,7 % |
см. примечание 2 | |
|
FT1462 |
от 124 до 230 кг/ч |
Расходомер Deltatop DO62C50, Госреестр № 29675-08, 5= ± 1,7 % |
см. примечание 2 | |
|
FT1463 |
от 330 до 605 кг/ч |
Расходомер Deltatop DO62C80, Госреестр № 29675-08, 5= ± 1,7 % |
см. примечание 2 | |
|
FT2405A |
от 12 до 50 м3/ч |
Расходомер Deltatop DO62C50, Госреестр № 29675-08, 5= ± 1,7 % |
см. примечание 2 | |
|
FT2405B |
от 41 до 100 м3/ч |
Расходомер Deltatop DO62C80, Госреестр № 29675-08, 5= ± 1,7 % |
см. примечание 2 | |
|
FT2407A |
от 53 до 160 м3/ч |
Расходомер вихревой Prowirl 72F50, Госреестр № 15202-09, 5= ± 1 % (газ, пар), ± 0,75 % (жидкость) |
см. примечание 2 | |
|
FT2407B |
от 26,5 до 63 м3/ч |
Расходомер вихревой Prowirl 72F80, Госреестр № 15202-09, 5= ± 1 % (газ, пар), ± 0,75 % (жидкость) |
см. примечание 2 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
ИК уровня | ||||
|
LT3502 |
от 0 до 100 % (0 - 2000 мм) |
Микроимпульсный уровнемер Levelflex FMP55, Госреестр № 47249-11, Д= ±2 мм |
KFD2-STC4-Ex2 Госреестр № 22153-08, Y= ± 0,1 %; VE4003S2B2 Госреестр № 49338-12, Y= ± 0,1 % |
±0,3 % (Д); ±6 мм (Д) |
|
LT3508A, LT3508B |
от 0 до 100 % (0 - 600 мм) |
Микроимпульсный уровнемер Levelflex FMP55, Госреестр № 47249-11, Д= ±2 мм |
±0,54 % (Д); ±3,2 мм (Д) | |
|
LT4403 |
от 0 до 100 % (0 - 1800 мм) |
Микроимпульсный уровнемер Levelflex FMP51, Госреестр № 47249-11, Д= ±2 мм |
±0,32 % (Д); ±5,6 мм (Д) | |
|
LT1515A, LT1515B, LT1545A, LT1545B, LT4404, LT4406 |
от 0 до 100 % (0 - 1500 мм) |
Микроимпульсный уровнемер Levelflex FMP51, Госреестр № 47249-11, Д= ±2 мм |
±0,34 % (Д); ±5 мм (Д) | |
|
LT4405 |
от 0 до 100 % (0 - 1200мм) |
Микроимпульсный уровнемер Levelflex FMP51, Госреестр № 47249-11, Д= ±2 мм |
±0,37 % (Д); ±4,4 мм (Д) | |
|
LT4402 |
от 0 до 100 % (0 - 4800 мм) |
Микроимпульсный уровнемер Levelflex FMP52, Госреестр № 47249-11, Д= ±2 мм |
±0,25 % (Д); ±11,6 мм (Д) | |
|
LT3512A, LT3512B |
от 0 до 100 % (0 - 3200 мм) |
Микроимпульсный уровнемер Levelflex FMP54, Госреестр № 47249-11, Д= ±2 мм |
±0,27 % (Д); ±8,4 мм (Д) | |
|
LT3513A, LT3513B |
от 0 до 100 % (0 - 3500 мм) |
Микроимпульсный уровнемер Levelflex FMP54, Госреестр № 47249-11, Д= ±2 мм |
±0,26 % (Д); ±9 мм (Д) | |
|
LT1516A, LT1516B, LT1546A, LT1546B |
от 0 до 100 % (0 - 500 мм) |
Микроимпульсный уровнемер Levelflex FMP40, Госреестр № 47249-11, Д= ±2 мм |
±0,6 % (Д); ±3 мм (д) | |
|
LT2516A, LT2516B |
от 0 до 100 % (0 - 450 мм) |
Микроимпульсный уровнемер Levelflex FMP40, Госреестр № 47249-11, Д= ±2 мм |
±0,65 % (Д); ±2,9 мм (Д) | |
|
LT1540B |
от 0 до 100 % (0 - 1000 мм) |
Микроимпульсный уровнемер Levelflex FMP40, Госреестр № 47249-11, Д= ±2 мм |
±0,4 % (Д); ±4 мм (Д) | |
|
LT1541B |
от 0 до 100 % (0 - 950 мм) |
Микроимпульсный уровнемер Levelflex FMP40, Госреестр № 47249-11, Д= ±2 мм |
±0,42 % (Д); ±3,9 мм (Д) | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
LT1542B |
от 0 до 100 % (0 - 1200 мм) |
Микроимпульсный уровнемер Levelflex FMP40, Госреестр № 47249-11, Д= ±2 мм |
KFD2-STC4-Ex2 Госреестр № 22153-08, Y= ± 0,1 %; VE4003S2B2 Госреестр № 49338-12, Y= ± 0,1 % |
±0,37 % (Д); ±4,4 мм (Д) |
|
LT1543B |
от 0 до 100 % (0 - 1350 мм) |
Микроимпульсный уровнемер Levelflex FMP40, Госреестр № 47249-11, Д= ±2 мм |
±0,35 % (Д); ±4,7 мм (Д) | |
|
LT2517A, LT2517B |
от 0 до 100 % (0 - 450 мм) |
Микроимпульсный уровнемер Levelflex FMP40, Госреестр № 47249-11, Д= ±2 мм |
±0,65 % (Д); ±2,9 мм (Д) | |
|
LT1501B, LT1502 |
от 0 до 100 % (0 -1600 мм) |
Микроимпульсный уровнемер Levelflex M FMP40, Госреестр № 47249-11, Д= ±2 мм |
±0,33 % (Д); ±5,2 мм (Д) | |
|
LT2515A, LT2515B |
от 0 до 100 % (0 - 4400 мм) |
Микроимпульсный уровнемер Levelflex M FMP40, Госреестр № 47249-11, Д= ±2 мм |
±0,25 % (Д); ±10,8 мм (Д) | |
|
LT1556A, LT1556B |
от 0 до 100 % (0 - 1500 мм) |
Микроимпульсный уровнемер Levelflex M FMP40, Госреестр № 47249-11, Д= ±2 мм |
±0,34 % (Д); ±5 мм (Д) | |
|
ИК газового анализа | ||||
|
QIR 401 |
от 0 до 15 % |
Газоанализатор кислорода OXITEC 5000, измерительный зонд KEX5001, Госреестр № 28385-11, Д= ±0,3 % |
HiD2030SK Госреестр № 18792-04, Y= ± 0,1 %; VE4003S2B2 Госреестр № 49338-12, Y= ± 0,1 % |
±0,4 % (Д) |
|
QIR 402 |
от 0 до 2000 млн-1 |
Газоанализатор кислорода и оксида углерода COMTEC 6000, измерительный зонд KEX6001, Госреестр № 49127-12, Y= ±25 % (для оксида углерода) |
±26 (Y) | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
MT1711, MT1712 |
от 0 до 1,0 % |
Влагомер нефти AGAR серия OW302/0-1%/316SST/3”-300# RF/ST/24VDC, Госреестр № 43524-09, Д= ±0,05 % |
HiD2030SK Госреестр № 18792-04, Y= ± 0,1 %; VE4003S2B2 Госреестр № 49338-12, Y= ± 0,1 % |
0,06 % (Д) |
|
QT 1701, QT 1702 |
от 2 до 12 pH |
pH-метр модели CPM 153, pH-электрод CPS11D Memosens, Госреестр № 28379-10, Д= ±0,1 |
0,2 (Д) | |
|
QT 2801, QT 2802, QT 2803, QT 2804, QT 2805, QT 2806, QT 2807, QT 2808, QT 2809, QT 2810, QT 2811, QT 2812, QT 2813, QT 2814, QT 2815, QT 2816, QT 2817, QT 2818, QT 2819, QT 2820, QT 2821, QT 2822, QT 2823, QT 2824, QT 2825, QT 2826, QT 2827, QT 2828, QT 2829, QT2830, QT3801, QT3802, QT3803, QT3804, QT3805, QT3806, QT3807, QT3808, QT3809, QT3810, QT3811, QT3812, QT3813, QT3814, QT3815, QT3816, QT3817, QT-403.1, QT-403.2, QT-403.3, QT-403.4 |
от 0 до 100% НКПР (нижний концентрационный предел распространения пламени) |
Датчик оптический инфракрасный Drager модели Polytron IR исполнение 334, Госреестр № 46044-10, Д= ±5 % (от 0 до 50 %); 6= ±10 % (св. 50 до 100 %) |
6 % (Д, в диап. от 0 до 50 %); 11 % (6, в диап. св. 50 до 100 %) | |
|
ИК вывода аналоговых сигналов управления | ||||
|
_ |
Модуль аналогового вывода VE4005S2B2, Госреестр № 49338-12, выходной сигнал от 4 до 20 мА, у= ± 0,25 % |
±0,25 (y) | ||
Примечания к таблице 2:
1 В таблице 2 погрешность преобразования сигналов термопар приведена с учетом погрешности каналов компенсации температуры холодного спая. Пределы допускаемой основной погрешности ИК температуры приведены для верхнего значения диапазона измерений.
< K -уЛ
2 g = + s +—max 1
И ° ИК — I идат + к I,
где 5дат - предел основной относительной погрешности расходомера;
У1 -предел основной приведенной погрешности вторичной части ИК, %;
Kmax - разница между верхним и нижнем значениями диапазона измерения расхода;
K - измеренное значение расхода.
3 Допускается применение первичных измерительных преобразователей аналогичных типов, прошедших испытания в целях утверждения типа с аналогичными или лучшими техническими и метрологическими характеристиками.
4 Для расчёта погрешности ИК в рабочих условиях применения:
- приводят форму представления основных и дополнительных погрешностей измерительных компонентов к единому виду (приведенная, относительная, абсолютная);
- для каждого измерительного компонента из состава ИК рассчитывают предел допускаемых значений погрешности в фактических условиях путем учета основной и дополнительных погрешностей от влияющих факторов на момент расчёта.
Предел допускаемых значений погрешности Лси измерительного компонента в фактических условиях эксплуатации вычисляют по формуле:
л си=л о + Z л i,
i=1...n
где Ло - предел допускаемых значений основной погрешности измерительного компонента;
Л; - предел допускаемой дополнительной погрешности измерительного компонента от i-го влияющего фактора в реальных условиях применения при общем числе n учитываемых влияющих факторов.
Условия применения измерительных компонентов и влияющие факторы определяются их технической документацией.
Для ИК АСУ ТП, содержащих несколько измерительных компонентов (первичный преобразователь (датчик) - Лси1, преобразователь измерительный - Лси2 и модуль аналогового ввода/вывода - Лси3), предел допускаемых значений погрешности Лик= Лси1 +Лси2 +Лси3.
Рабочие условия применения измерительных компонентов АСУ ТП определяются их технической документацией. Рабочие условия температуры окружающей среды измерительных компонентов АСУ ТП и пределы допускаемой дополнительной погрешности вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальных условий (25 ± 5°С) приведены в таблице 3.
Для АРМ оператора:
- температура окружающего воздуха в помещении контроллерной, °С от 15 до 25;
- относительная влажность окружающего воздуха, % от 30 до 80;
- атмосферное давление, кПа от 84 до 106,7
Таблица 3 - Рабочие условия температуры окружающей среды измерительных компонентов АСУ ТП
|
Компоненты системы |
Диапазон температур окружающего воздуха |
Температ. коэф. |
|
Преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71 |
-40...+85 оС |
±0,01+0,1-TDZ 10 оС |
|
Преобразователь давления измерительный Deltabar S PMD75 |
-40...+85 оС |
±0,05 %+0,08-TDZ 10 оС |
|
Преобразователь термоэлектрический TSC310 |
-50...+80 оС |
- |
|
Термопреобразователь сопротивления TR10, TR61, TR88 |
-20...+70 оС |
- |
|
Преобразователь измерительный ТМТ 182 |
-40...+85 оС |
- |
|
Расходомер массовый Promass 80F08 |
-40...+60 оС | |
|
Расходомер ультразвуковой Prosonic Flow |
-40...+80 оС |
- |
|
Расходомер Deltatop |
-40...+85 оС |
- |
|
Расходомер вихревой Prowirl |
-40...+70 оС |
- |
|
Микроимпульсный уровнемер Levelflex FMP51 |
-40...+80 оС |
±0,6 мм/ 10 оС |
|
Датчик оптический инфракрасный Drager модели Polytron 2IR |
-60...+65 оС |
- |
|
Газоанализатор кислорода OXITEC 5000 |
-20...+55 оС |
±0,5 %/ 10 оС |
|
Газоанализатор кислорода и оксида углерода COMTEC 6000 |
-20...+55 оС |
±0,5 %/ 10 оС |
|
Влагомер нефти AGAR |
-40...+60 оС |
- |
|
pH-метр модели СРМ |
-20...+60 оС |
±0,06 %/ 10 оС |
|
Преобразователь измерительный KFD2-STC4-Ex2 |
-20...+60 оС |
± 20 млн-1/ оС |
|
Измерительный преобразователь HiD2030SK |
0...+60 оС |
± 0,01 %/ оС |
|
Модуль аналогового ввода VE4003S2B2 |
-40...+70 оС |
- |
|
Модуль аналогового вывода VE4005S2B2 |
-40...+70 оС |
- |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность
Комплектность согласно паспорту ПГМВ.401250.088-ПС «Автоматизированная система управления технологическим процессом установки СПГК ООО «Афипский НПЗ».
Поверка
осуществляется в соответствии с документом МП 57384-14 «Система автоматизированная управления технологическим процессом установки СПГК ООО «Афипский НПЗ». Методика поверки», утвержденным ФГУП ВНИИМС 01.04.2014 г.
Перечень основного оборудования для поверки: 1 Калибратор Yokogawa CA51/71
|
Параметр |
Диапазон воспроизведений |
Погрешность воспроизведений |
|
Постоянное напряжение |
0 - 11 В |
± (0,02% + 1 мВ) |
|
Постоянный ток |
± 24 мА |
± (0,025% + 4 мкА) |
|
Сопротивление |
0 - 400 Ом |
± (0,025% + 0,1 Ом) |
|
Частота, импульсы |
1 - 500 Гц |
±0,2 Гц |
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «Система автоматизированная управления технологическим процессом установки СПГК ООО «Афипский НПЗ». Руководство по эксплуатации».
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Рекомендации к применению
Осуществление производственного контроля за соблюдением установленных законодательством Российской Федерации требований промышленной безопасности к эксплуатации опасного производственного объекта.
Смотрите также
