Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станции "Шнейдер Электрик"
Номер в ГРСИ РФ: | 65637-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО "СКАД тех", г.Москва |
Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станции «Шнейдер Электрик» (далее - комплексы) предназначены для измерения и контроля параметров технологических процессов и управления положением или состоянием исполнительных механизмов, путем измерения и генерации силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА и измерения электрического сопротивления от первичных измерительных преобразователей (ПИП).
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 65637-16 |
Наименование | Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станции "Шнейдер Электрик" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | 27.10.2021 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "СКАД тех", г.Москва
Поверка
Зарегистрировано поверок | 9 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 9 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
65637-16: Описание типа СИ | Скачать | 147.3 КБ | |
65637-16: Методика поверки | Скачать | 1.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станции «Шнейдер Электрик» (далее - комплексы) предназначены для измерения и контроля параметров технологических процессов и управления положением или состоянием исполнительных механизмов, путем измерения и генерации силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА и измерения электрического сопротивления от первичных измерительных преобразователей (ПИП).
Описание
Принцип действия комплекса основан на приеме и преобразовании сигналов поступающих от ПИП с последующим вычислением, обработкой и архивированием значений параметров технологических процессов.
Комплексы обеспечивают выполнение следующих функций:
- прием электрических унифицированных сигналов от аналоговых, дискретных и интеллектуальных устройств, измерительных преобразователей и датчиков технологических параметров нижнего уровня комплекса автоматизации;
- взаимодействие с другими информационно-измерительными, управляющими и смежными системами и оборудованием объекта по проводным и волоконно-оптическим линиям связи (ВОЛС);
- автоматическое, дистанционное и ручное управление технологическим оборудованием и исполнительными механизмами;
- выявление отклонений технологического процесса от заданных режимов и аварийных ситуаций;
- реализация ПАЗ, ТЗиБ;
- управление световой и звуковой сигнализацией;
- отображение необходимой информации о ходе технологического процесса (ТП) и состоянии оборудования;
- формирование трендов заданных технологических параметров;
- архивирование заданных технологических параметров, событий и действий оперативно -диспетчерского персонала;
- защита от несанкционированного доступа (НСД);
- диагностика каналов связи и оборудования;
- автоматическое включение резервного оборудования;
- сохранение настроек при отказе и отключении электропитания.
Комплексы являются проектно-компонуемым изделием. В зависимости от исполнения, в состав комплекса входит следующее типовое оборудование:
- автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора с горячим резервированием;
- АРМ-инженера;
- шкаф центрального процессора (далее - ШКЦ) с горячим резервированием;
- шкаф устройства связи с объектом (далее - УСО);
- шкаф вторичной аппаратуры (далее - ШВП);
- шкаф блока ручного управления (далее - БРУ);
- шкаф первичных преобразователей (далее - ШПП).
Приборные шкафы комплексов расположены вне взрывоопасных зон промышленного объекта. Связь с оборудованием и преобразователями, установленными во взрывоопасной зоне, осуществляется через искробезопасные цепи.
Внешний вид шкафа приведен на рисунке 1.
механические замки
Рисунок 1 - Внешний вид шкафов комплекса
Измерительные каналы (ИК) комплексов строятся на базе программируемых логических контроллеров и в общем случае состоят из:
1) первичных измерительных преобразователей технологических параметров утвержденных типов в сигналы постоянного тока «4-20 мА» или в электрическое сопротивление (в диапазоне от 30 до 180 Ом);
2) промежуточных измерительных преобразователей, осуществляющих нормализацию сигналов и гальваническую развязку цепей первичных измерительных преобразователей (исполнительных устройств) и входных цепей аналоговых модулей ввода/вывода;
3) Аналоговых модулей ввода/вывода, производящих аналого-цифровые и цифро-аналоговые преобразования. Модули предназначены для совместной работы по внешней шине с контроллерами программируемыми логическими Modicon Quantum и Modicon M340;
4) АРМ оператора, предназначенного для визуализации технологического процесса, формирования отчетных документов и хранения архивов данных.
ИК комплексов по компонентному составу разделяются на 5 видов.
Измерительный канал вида 1 имеет структуру: первичный измерительный преобразователь с выходным сигналом постоянного тока стандартного диапазона «4 -20 мА» - промежуточный измерительный преобразователь с гальванической развязкой - модуль ввода аналоговых сигналов. Основные метрологические характеристики первичных измерительных преобразователей утвержденных типов приведены в таблице 1. Перечень возможных промежуточных измерительных преобразователей приведен в таблице 2. Перечень возможных модулей ввода аналоговых сигналов приведен в таблице 3.
Примечание: Состав ИК зависит от конкретного исполнения.
Таблица 1 - Метрологические характеристики первичных измерительных преобразователей
Функциональное назначение первичного измерительного преобразователя |
Пределы допускаемой приведенной погрешности, |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности |
ПИП избыточного давления нефти/нефтепродуктов, сред вспомогательных систем (кроме воздуха) |
±0,1 % |
- |
ПИП избыточного давления/разрежения воздуха |
±0,4 % |
- |
ПИП перепада давления нефти/нефтепродуктов |
±0,4 % |
- |
ПИП перепада давления сред вспомогательных систем |
±0,4 % |
- |
ПИП силы тока, напряжения, мощности |
±1,0 % |
- |
ПИП виброскорости |
±10,0 % |
- |
ПИП загазованности воздуха парами нефти/нефтепродуктов, % НКПРП* |
±5,0 % |
- |
ПИП измерения расхода нефти/нефтепродуктов |
±0,75 % |
- |
ПИП осевого смещения ротора |
- |
±0,1 мм |
ПИП измерения уровня нефти/нефтепродуктов в резервуаре РП |
- |
±3,0 мм |
ПИП уровня жидкости во вспомогательных емкостях |
- |
±10,0 мм |
ПИП температуры нефти/нефтепродуктов в трубопроводах |
- |
±0,5 °С |
ПИП температуры других сред |
- |
±2,0 °С |
* НКПРП - Нижний концентрационный предел распространения пламени |
Таблица 2 - Промежуточные измерительные преобразователи
Тип СИ |
Наименование СИ |
Регистрационный номер |
IM34-12EX-CRI/K63 |
Преобразователи измерительные серий IM, IMS, MK |
49765-12 |
группа IM31 | ||
группа IM33 | ||
IMS-AI-UNI/24VDC | ||
IMS-TI-PT100/24VDC | ||
IM43-14-CDRI | ||
KFD2-STC4-Ex1.H |
Преобразователи измерительные тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К |
22153-14 |
KFD2-STC4-Ex1.20 | ||
KFD2-CR4-1.20 | ||
MCR-FL |
Преобразователи измерительные MCR-FL |
56372-14 |
MINI MSR-SL-I-I(-SP) |
Преобразователи измерительные MINI |
55662-13 |
MACX |
Преобразователи измерительные MACX |
55661-13 |
MACX MCR (-EX)-SL |
Преобразователи сигналов измерительные MACX MCR(-EX)-SL |
54711-13 |
MASCX MCR-UI-UI (-UP)(-SP)(-NC) |
Преобразователи измерительные MACX |
55661-13 |
Таблица 3 - Модули ввода аналоговых сигналов
Тип СИ |
Наименование СИ |
Регистрационный номер |
BMXAMI0410 |
Модули аналоговые |
49662-12 |
BMXAMI0810 | ||
BMXAMI0800 | ||
BMXAMI0410H | ||
140ACI03000 |
Контроллеры программируемые логические PLC Modicon |
18649-09 |
140AVI03000 | ||
140ACI04000 | ||
140ARI03010 | ||
140АММ09000 |
Измерительный канал вида 2 имеет структуру: первичный измерительный преобразователь с выходным сигналом постоянного тока стандартного диапазона «4 -20 мА» - модуль ввода аналоговых сигналов. Основные метрологические характеристики первичных измерительных преобразователей утвержденных типов приведены в таблице 1. Перечень возможных модулей ввода аналоговых сигналов приведен в таблице 3.
Примечание: Состав ИК зависит от конкретного исполнения.
Измерительный канал вида 3 имеет структуру: первичный измерительный преобразователь температуры, представляющий собой термопреобразователь сопротивления -промежуточный измерительный преобразователь с гальванической развязкой - модуль ввода аналоговых сигналов. Основные метрологические характеристики ПИП температуры утвержденного типа приведены в таблице 1. Перечень возможных промежуточных измерительных преобразователей приведен в таблице 2. Перечень возможных модулей ввода аналоговых сигналов приведен в таблице 3.
Примечание: Состав ИК зависит от конкретного исполнения.
Измерительный канал вида 4 имеет структуру: модуль вывода аналоговых сигналов -промежуточный измерительный преобразователь с гальванической развязкой. Перечень возможных промежуточных измерительных преобразователей приведен в таблице 2. Перечень возможных модулей вывода аналоговых сигналов приведен в таблице 4.
Примечание: Состав ИК зависит от конкретного исполнения.
Измерительный канал вида 5 состоит только из модуля вывода аналоговых сигналов.
Перечень возможных модулей вывода аналоговых сигналов приведен в таблице 4.
Примечание: Состав ИК зависит от конкретного исполнения.
Таблица 4 - Модули вывода аналоговых сигналов
Тип СИ |
Наименование СИ |
Регистрационный номер |
BMXAMO0210 |
Модули аналоговые |
49662-12 |
ВМХАМ00210Н | ||
BMXAMO0410 | ||
BMXAMO0802 | ||
140ACO02000 |
Контроллеры программируемые логические PLC Modicon |
18649-09 |
140AVO02000 | ||
140ACO13000 |
Программное обеспечение
Программное обеспечение «Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станции «Шнейдер Электрик» (далее - ПО «ПТК МПСА НПС «Шнейдер Электрик»), можно разделить на 2 группы - ВПО контроллеров ПТК МПСА НПС «Шнейдер Электрик» и внешнее, устанавливаемое на персональный компьютер - ПО «OPC Factory Server» или ПО «MBE Driver».
Примечание: Выбор внешнего ПО зависит от конкретного исполнения.
ВПО контроллера ПТК МПСА НПС «Шнейдер Электрик» устанавливается в энергонезависимою память контроллеров в производственном цикле на заводе-изготовителя. Текущие значения идентификационных признаков конкретного экземпляра контроллера устанавливается в процессе первичной поверки комплекса.
ПО «OPC Factory Server» - программа, представляющая собой сервер данных полученных с контроллера и предоставляющая их клиентам по ОРС-стандарту.
ПО «MBE Driver» - программа, представляющая собой сервер данных полученных с контроллера и предоставляющая их клиентам (в т.ч. по ОРС-стандарту).
Идентификационные данные метрологически значимого ПО приведены в таблице 6.
Таблица 6 - Идентификационные данные внешнего программного обеспечения ПО «ПТК МПСА НПС «Шнейдер Электрик»________________________________________
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Значение |
Наименование программного обеспечения |
ПО «OPC Factory Server» |
ПО «MBE Driver» |
Идентификационное наименование ПО |
OPC Factory Server -[Server Status] |
MBE I/O Server |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
не ниже V3.50.2905.0 |
не ниже v7.46b |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
- |
- |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
- |
- |
ПО «ПТК МПСА НПС «Шнейдер Электрик», предназначенное для управления работой модулей и предоставление измерительной информации по стандартным протоколам, не влияет на метрологические характеристики средства измерений (метрологические характеристики комплекса нормированы с учетом ПО). Программная защита ПО и результатов измерений реализована на основе системы паролей и разграничения прав доступа. Механическая защита ПО основана на использовании встроенного механического замка на дверях шкафов, в которых монтируются компонента комплекса. Уровень защиты ПО «ПТК МПСА НПС «Шнейдер Электрик» - «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 7 - Основные технические характеристики комплексов
Наименование |
Значение |
Диапазоны измерения физических величин: | |
- избыточного давления, МПа |
от 0 до 16 |
- разрежения, МПа |
от 0 до 0,1 |
- перепада давления, МПа |
от 0 до 14 |
Наименование |
Значение |
- температуры, °C |
от -100 до +200 |
- расхода, м3/ч |
от 0,1 до 10000 |
- уровня, мм |
от 0 до 23000 |
- загазованности, % НКПРП |
от 0 до 100 |
- виброскорости, мм/с |
от 0 до 30 |
- осевого смещения ротора, мм |
от 0 до 10 |
- силы тока, потребляемого нагрузкой, А |
от 0 до 5 |
- напряжения нагрузки, В |
от 0 до 380 |
- сопротивления, Ом |
от 30 до 180 |
- силы тока, мА |
от 4 до 20 |
Рабочие условия эксплуатации первичных измерительных преобразователей: | |
- температура окружающего воздуха, °С |
от -40 до +60 |
- относительная влажность при температуре + 30 °С, % |
от 30 до 95 без конденсации влаги |
- атмосферное давление, кПа |
от 84 до 107 |
Рабочие условия эксплуатации промежуточных измерительных преобразователей и модулей ввода/вывода: | |
- температура окружающего воздуха, °С |
от 0 до +40 |
- относительная влажность при температуре + 30 °С, % |
от 40 до 80 без конденсации влаги |
- атмосферное давление, кПа |
от 84 до 107 |
Параметры электропитания от сети переменного тока: | |
- напряжение, В |
от 187 до 264 |
- частота, Гц |
50 ± 0,4 |
Потребляемая мощность одного шкафа, В •А, не более |
1500 |
Назначенный срок службы, лет |
20 |
Масса одного шкафа, кг, не более |
320 |
Г абаритные размеры одного шкафа, мм, не более |
2400x1600x1000 |
Максимальное количество ИК для одного шкафа |
176 |
Таблица 8 - Основные метрологические характеристики входных измерительных каналов с учетом погрешности первичных преобразователей
Наименование |
Пределы допускаемой приведенной погрешности |
- канал измерения избыточного давления нефти/нефтепродуктов, жидких сред вспомогательных систем (кроме давления газа) |
±0,15 % от диапазона |
- канал измерения избыточного давления/разрежения газа |
±0,6 % от диапазона |
- канал измерения перепада давления нефти/нефтепродукта |
±0,6 % от диапазона |
- канал измерения перепада давления сред вспомогательных систем |
±0,6 % от диапазона |
- канал измерения силы тока, напряжения, мощности |
±1,5 % от диапазона |
- канал измерения виброскорости |
±15 % от диапазона |
- канал измерения загазованности воздуха парами нефти/нефтепродуктов, % НКПРП* |
±7,5 % от диапазона |
- канал измерения расхода нефти/нефтепродуктов |
±0,75 % от диапазона |
- канал измерения осевого смещения ротора |
±0,15 мм |
- канал измерения уровня нефти/нефтепродукта в резервуаре резервуарного парка |
±4,5 мм |
- канал измерения уровня жидкости во вспомогательных емкостях |
±15 мм |
Наименование |
Пределы допускаемой приведенной погрешности |
- канал измерения температуры нефти/нефтепродукта в трубопроводах |
±0,75 ° С |
- канал измерения температуры других сред |
±3 ° С |
- канал измерения силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА |
±0,15 % от диапазона |
* НКПРП - Нижний концентрационный предел распространения пламени |
Таблица 9 - Основные метрологические характеристики выходных измерительных каналов типа «4 - 20 мА униполярный»:
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерительного канала, %, при использовании модулей вывода аналоговых сигналов: | ||
ВМХАМО0410 |
140АС002000; 140ACO13000; 140AV002000 |
ВМХАМО0210; BMXAMO0210H; ВМХАМО0802 |
±0,15 |
±0,10 |
±0,25 |
Знак утверждения типа
наносится на табличку шкафа и на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность
Таблица 10
Наименование |
Кол. (шт.) |
Комплекс программно-технический микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станции «Шнейдер Электрик» |
1 |
Комплект ЗИП |
1 |
Методика поверки |
1 |
Комплект эксплуатационных документов |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 65637-16 «Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станции «Шнейдер Электрик». Методика поверки», утвержденной ФБУ «ЦСМ Татарстан» 12 октября 2016 г.
Основные средства поверки:
- калибратор процессов многофункциональный Fluke-726 или аналог с метрологическими характеристиками не хуже:
воспроизведение (0-24) мА, погрешность ±(0,01 % + 2 ед. мл.р.);
измерение (0-52) мА, погрешность ±(0,01% + 2 ед. мл.р.), Рег. № 52221-12;
- магазин сопротивлений Р4831, (от 0 до 100000 Ом), КТ 0,02, Рег. № 6332-77.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке комплекса.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»
ТУ 4252-020-45857235-2014 «Программно-технические комплексы микропроцессорных систем автоматизации нефтеперекачивающей станций «Шнейдер Электрик». Технические условия» с изменением № 5 от 30.05.2016 г.