62140-15: Система измерений количества темных нефтепродуктов на АУТН темных нефтепродуктов ОАО "Газпром нефтехим Салават" - Производители, поставщики и поверители

Система измерений количества темных нефтепродуктов на АУТН темных нефтепродуктов ОАО "Газпром нефтехим Салават"

Номер в ГРСИ РФ: 62140-15
Производитель / заявитель: Фирма "M+F Technologies GmbH", Германия
Скачать
62140-15: Описание типа СИ Скачать 150.2 КБ
Нет данных о поставщике
Система измерений количества темных нефтепродуктов на АУТН темных нефтепродуктов ОАО "Газпром нефтехим Салават" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система измерений количества темных нефтепродуктов на АУТН темных нефтепродуктов ОАО "Г азпром нефтехим Салават" (далее - система) предназначена для непрерывного автоматизированного измерения массы темных нефтепродуктов, отгружаемых в железнодорожные цистерны ОАО "Г азпром нефтехим Салават".

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 62140-15
Наименование Система измерений количества темных нефтепродуктов на АУТН темных нефтепродуктов ОАО "Газпром нефтехим Салават"
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 01
Производитель / Заявитель

Фирма "M+F Technologies GmbH", Германия

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Актуальность информации 03.11.2024

Поверители

Скачать

62140-15: Описание типа СИ Скачать 150.2 КБ

Описание типа

Назначение

Система измерений количества темных нефтепродуктов на АУТН темных нефтепродуктов ОАО "Г азпром нефтехим Салават" (далее - система) предназначена для непрерывного автоматизированного измерения массы темных нефтепродуктов, отгружаемых в железнодорожные цистерны ОАО "Газпром нефтехим Салават".

Описание

Система состоит из 4 (четырех) независимых измерительных линий (100MS, 200MS, 300MS, 400MS), системы верхнего уровня и АРМ-ов операторов.

В состав каждой измерительной линии входят следующие средства измерений:

• счетчик-расходомер массовый Micro Motion (Г осреестр № 45115-10);

• термометр сопротивления серии 90 (Госреестр № 38488-08);

• преобразователь давления измерительный EJX (Госреестр № 28456-09);

• манометр деформационный с трубчатой пружиной серии 2 (Госреестр № 55984-13);

• модули ввода/вывода серии 300 (Госреестр № 15773-11, 15772-11);

• барьер искрозащиты - преобразователь измерительный тока и напряжения с гальванической развязкой серии К типа KFD2-STC4-Ex (Госреестр №22153-14);

• барьер искрозащиты - универсальный температурный преобразователь серии K типа KFD2-UT2-Ex (Госреестр №22149-14);

• двухходовые конусные краны Ду50 и Ду250;

• двухходовые конусные краны Ду50 и Ду250 в комплекте с пневматическими приводами, электромагнитными клапанами, коробками концевых выключателей и датчиком положения;

• обратные клапаны Ду50 и Ду250;

• регулирующий клапан DN250 в комплекте с пневматическим приводом, позиционером, переключателем, электромагнитным клапаном;

• компенсатор DN250.

Принцип работы системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы темных нефтепродуктов (мазута, вакуумного газойля) с помощью расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы с расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефтепродуктов по реализованному в нем алгоритму.

В состав системы верхнего уровня входят:

• система верхнего уровня на базе Simatic WinCC v7.0;

• резервированный контроллер Simatic S7-412-3H в комплекте с удаленными модулями ввода/вывода серии 300;

• резервированные WinCC серверы;

• автоматизированные рабочие станции оператора (2шт.).

Преобразователи расхода преобразуют текущие значения параметров нефтепродуктов в импульсно-частотные сигналы с амплитудой до 24 В и частотой от 2 Гц до 10 кГц. Импульсно-частотные сигналы с вторичных преобразователей расходомеров массовых типа Micro Motion CMFHC3 суммируются высокоскоростными счетными модулями 6ES7 352-5, передаются

в систему верхнего уровня WinCC и отображаются на мнемосхемах мониторов АРМ-операторов.

Сигналы с первичных измерительных преобразователей температуры поступают на входы барьера искрозащиты KFD2-UT2-Ex, далее сигналы от барьера поступают на модули аналого-цифрового преобразования 6ES7 тип 331 контроллера S7-412-3H.

Сигналы с первичных измерительных преобразователей давления поступают на входы модулей аналого-цифрового преобразования 6ES7 тип 331 контроллера Simatic S7-412-3H.

Система позволяет также выдавать управляющие и аварийные сигналы.

Система обеспечивает:

• автоматизированное измерение массы нефтепродуктов прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры и давления нефтепродуктов;

• управление выдачей заданной дозы темных нефтепродуктов;

• суммирование массы темных нефтепродуктов, прошедшей через преобразователь расхода;

• управление процессом налива темных нефтепродуктов;

• управление отсечными клапанами, используемыми при наливе темных нефтепродуктов;

• индикацию показаний значений массового расхода, отгруженной массы, температуры, давления темных нефтепродуктов;

• передачу информации на принтер и в систему предприятия;

• проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочего РМ с применением стационарной поверочной трубопоршневой двунаправленной установки;

• автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

• защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами;

• архивирование данных за период;

• формирование в собственной базе данных отчетных сведений по отгрузкам;

• визуализацию метрологически значимых параметров на АРМе (температура, давление, отгруженная масса нефтепродуктов).

В составе Системы предусмотрено серверное оборудование, контроллерное оборудование S7-412-3H с удаленными модулями ввода/вывода серии 300 (Госреестр №15773-11, 15772-11), автоматизированные рабочие места оператора с системой визуализации (далее АРМ), линии связи датчиков и контроллерного оборудования.

Серверное оборудование, получающее информацию по сети Ethernet, предназначено для хранения программного проекта и полученной измерительной и расчетной информации.

Автоматизированные рабочие станции, реализованные на базе персональных компьютеров и получающие информацию по сети Ethernet от серверного оборудования, обеспечивают визуализацию результатов измерений, необходимых для функционирования Системы.

Контроллерное оборудование, связанное с удаленными модулями ввода/вывода по сети PROFIBUS, обеспечивает выполнение алгоритмов управления и расчета при выполнении измерений и передачу измерительной информации по протоколу Ethernet в серверное оборудование.

Структурная схема Системы приведена на рис.1.

Схема структурная системы измерения количества темных нефтепродуктов в составе АУТН ОАО «Газпром Нефтехим Салават»

Контроллер РСУ87-412-ЗН

WinCC Серверы

Обозначение сетей

Ethernet

Profibus

Рисунок 1 - Структурная схема Системы

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Перечень идентификационных параметров метрологически значимого программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

10101327 Salavat v 1 0

Номер версии (идентификационный номер) ПО

v 1.0

Цифровой идентификатор ПО

CRC16

Другие идентификационные данные, если имеются

-

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе операторской станций управления структуры идентификационных данных.

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем введения логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования.

Уровень защиты ПО системы по Р 50.2.077-2014 - высокий.

Технические характеристики

Таблица 2

Наименование характеристики

Значение характеристики

Диапазон изменений расхода, т/ч

от 100 до 500

Диапазон измерений температуры, °С

от плюс 25 до плюс 120

Диапазон измерений давления, бар

от 1,0 до 8,0

Диапазон изменений плотности, кг/м3

874,3-1040,0

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродуктов, %

± 0,25

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры нефтепродуктов, °С

± 1,0

Наименование характеристики

Значение характеристики

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления нефтепродуктов, %

± 1,0

Количество измерительных линий, шт

4

Режим работы системы

Периодический

Электропитание от сети переменного тока: - напряжение, В

- частота, Гц

220 (+10%-15%) (50±1)

Потребляемая мощность, кВ^А не более

5

Температура окружающей среды, °С

от минус 40 до плюс 40

Относительная влажность, при температуре 25 °С, %

30...95 (без конденсации влаги)

Атмосферное давление, кПа

84...107

Средний срок службы, лет

15

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

Таблица 3

Наименование

Обозначение, тип

Количество, шт.

Система измерений количества темных нефтепродуктов в составе АУТН ОАО "Г азпром нефтехим Салават" в составе:

Система измерений количества темных нефтепродуктов в составе АУТН ОАО "Газпром Нефтехим Салават"

1

1. Измерительные линии

100MS, 200MS, 300MS, 400MS

1 комплект.

2. Сервер приложений

x86 совместимый компьютер, требования: Не хуже Intel Xe E5606, 4Gb 1333 MHz DDR, Hard 2x500 Gb

2шт

3. Рабочие станции комплекса

x86 совместимый компьютер, требования: Не хуже Core i5-2400, 3,1 GHz, RAM 2х2Gb 1333MHz, Hard 100Gb

2шт

Архивная станция

x86 совместимый компьютер, требования: Не хуже Intel Xe E5645 2,6 GHz, 8Gb 1333 MHz DDR, Hard 2x300 Gb

1шт

Комплект стандартного программного обеспечения: для серверов и рабочих станций комплекса

Microsoft Windows Server 2008, Standart

Operating System (32-bit)

Microsoft Windows 7 Professional 32-bit

3 комплекта

2 комплекта

Комплект специализированного ПО

WinCC V7.0 SP3 Upd1

4 комплекта

Комплект эксплуатационной документации, в том числе: Руководство эксплуатации Методика поверки

ПГМВ.401250.108-И3.01-АСУ

ПГМВ.401250.108-МП

1 компл.

Поверка

осуществляется в соответствии с документом ПГМВ.401250.108-МП "ГСИ. Система измерений количества темных нефтепродуктов в составе АУТН ОАО "Газпром нефтехим Салават". Методика поверки", утвержденным ФГУП "ВНИИМС" 11 августа 2015 г.

Основные средства поверки:

• стационарная установка поверочная трубопоршневая двунаправленная BiPr-MA (Госреестр №50713-12) с диапазоном измерений расхода 12-720 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;

• калибратор многофункциональный TRX-IIR (Госреестр №42789-09), пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения силы постоянного тока в диапазоне от 0 до 24 мА составляет ± (0,01% ИВ+0,02% ВПИ), пределы допускаемой основной погрешности при воспроизведении частоты с диапазоном амплитуд от 0 до 24 В составляет ±0,01 Гц (в диапазоне от 0 до 100 Гц ), ±1 Гц (в диапазоне от 0 до 20000 Гц).

Сведения о методах измерений

изложены в документе "ГСИ. Методика измерений количества темных нефтепродуктов на АУТН темных нефтепродуктов ОАО "Газпром нефтехим Салават", зарегистрированная в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений № ФР.1.29.2015.19872.

Нормативные документы

1. ГОСТ 8.510-2002 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости".

2. ГОСТ Р 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений".

3. Техническая документация фирмы M+F Technologies GmbH, Германия.

Смотрите также

Измерители произведения дозы на площадь KermaX plus 120-160 EAS (далее измерители KermaX plus 120-160 EAS) предназначены для измерения произведения кермы в воздухе на площадь (дозы на площадь) и произведения мощности кермы в воздухе на площадь (мощно...
62138-15
С041 Системы измерения перепада давлений
АО "НИИ физических измерений" (НИИФИ), г.Пенза
Системы измерения перепада давлений С041 (далее - системы) предназначены для измерения перепада давлений.
62137-15
СПТК-4120 Теплосчетчики
ООО "Энергосберегающая компания Комплектация Сервис" (ЭКС), г.Новосибирск
Теплосчетчики предназначены для измерения тепловой энергии, расхода, объема, массы, температуры и давления воды, транспортируемой по трубопроводам систем тепло- и водоснабжения на объектах ЖКХ и промышленных предприятий.
Измерители-сигнализаторы поисковые ИСП-РМ1401К-01М (далее измерители-сигнализаторы ИСП-РМ1401К-01М) предназначены для измерения мощности амбиентного эквивалента дозы гамма-излучения, Hi *(10), и регистрации средней скорости счета гамма- и нейтронного...
Каналы измерительные (электрическая часть) единичного экземпляра подсистемы автоматического регулирования и контроля стендовых систем (ПАРК) для проведения стендовых испытаний изделий ракетно-космической техники (РКТ) (далее - каналы измерительные) п...