Комплексы программно-технические системы микропроцессорной автоматического регулирования давления нефтеперекачивающей станции "Спецэлектромеханика"
| Номер в ГРСИ РФ: | 75485-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО НПО "Спецэлектромеханика", г.Москва |
Комплексы программно-технические системы микропроцессорной автоматического регулирования давления нефтеперекачивающей станции «Спецэлектромеханика» (далее -комплексы) предназначены для измерений сигналов силы постоянного тока и электрического сопротивления постоянному току от первичных измерительных преобразователей, с последующим контролем параметров технологических процессов (таких как уровень, расход, температура, избыточное давление, давление-разрежение, перепад давления, довзрывоопасная концентрация компонентов, сила и напряжение электрического тока, виброскорость, осевое смещение, активная/полная электрическая мощность, электрическое сопротивление постоянному току), для управления положением или состоянием исполнительных механизмов и для формирования аналоговых сигналов регулирования параметров.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 75485-19 |
| Наименование | Комплексы программно-технические системы микропроцессорной автоматического регулирования давления нефтеперекачивающей станции "Спецэлектромеханика" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 02.07.2024 |
Производитель / Заявитель
АО "НПО "Спецэлектромеханика", г.Брянск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 2 года |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 75485-19: Описание типа СИ | Скачать | 206 КБ | |
| 75485-19: Методика поверки ИЦРМ-МП-055-19 | Скачать | 5.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Комплексы программно-технические системы микропроцессорной автоматического регулирования давления нефтеперекачивающей станции «Спецэлектромеханика» (далее -комплексы) предназначены для измерений сигналов силы постоянного тока и электрического сопротивления постоянному току от первичных измерительных преобразователей, с последующим контролем параметров технологических процессов (таких как уровень, расход, температура, избыточное давление, давление-разрежение, перепад давления, довзрывоопасная концентрация компонентов, сила и напряжение электрического тока, виброскорость, осевое смещение, активная/полная электрическая мощность, электрическое сопротивление постоянному току), для управления положением или состоянием исполнительных механизмов и для формирования аналоговых сигналов регулирования параметров.
Описание
Принцип действия комплексов основан на приеме и преобразовании сигналов, поступающих от первичных измерительных преобразователей (далее - 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;
- 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;
- управление световой и звуковой сигнализацией;
- отображение необходимой информации о ходе технологического процесса (ТП) и состоянии оборудования;
- 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-компонуемыми изделиями, состав, виды и количество измерительных каналов (далее - ИК) определяется конкретным проектом.
В зависимости от исполнения, в состав комплексов входит следующее типовое оборудование:
- автоматизированное рабочее место оператора (далее - АРМ);
- шкаф управления (далее - ШУ);
- шкаф частотных преобразователей (далее - ШЧП).
Конструктивно комплексы представляют собой аппаратные шкафы с установленным на монтажных рейках электрооборудованием. Аппаратные шкафы расположены вне взрывоопасных зон промышленного объекта. Связь с оборудованием и ПИП, установленными во взрывоопасной зоне, осуществляется через искробезопасные цепи.
Комплексы включают два основных уровня иерархии.
Средний уровень включает в себя средства измерений, перечень которых представлен в таблице 1.
Таблица 1 - Компоненты среднего уровня
|
Наименование |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде |
|
Системы управления модульные B&R X20 |
57232-14 |
|
Преобразователи измерительные IM, IMS, MK |
49765-12 |
|
Преобразователи измерительные MACX; |
68653-17 |
|
Преобразователи измерительные MACX MCR-SL |
64832-16 |
|
Преобразователи измерительные MCR-FL |
56372-14 |
|
Преобразователи измерительные входных и выходных унифицированных сигналов PI-EX |
62041-15 |
|
Преобразователи измерительные тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) К |
22153-14 |
|
Преобразователи измерительные S, K, Н |
65857-16 |
|
Преобразователи измерительные ввода-вывода ACT20, MAS, MAZ, WAS, WAZ, WTS, WTZ |
50677-12 |
Средний уровень обеспечивает:
- сбор информации от первичных измерительных преобразователей;
- фильтрацию, линеаризацию и масштабирование входных аналоговых сигналов;
- автоматическое управление исполнительными механизмами системы регулирования давления, осуществляемое от двух независимых контуров регулирования, воздействующих на исполнительный механизм через общий блок селекции управляющих сигналов;
- пропорционально-интегрально-дифференциальный закон регулирования;
- автоматическое временное изменение давления на выходе нефтеперекачивающей станции (далее - НПС) при запуске магистрального агрегата и возврат к старому значению после завершения пуска;
- передачу информации на следующий уровень комплексов;
- передачу информации о состоянии объекта в систему телемеханики;
- прием и обработку информации от системы автоматизации НПС (прикрытие заслонок на время пуска агрегата).
Верхний уровень включает в себя автоматизированное рабочее место оператора и обеспечивает:
- прием информации о состоянии объектов;
- мониторинг технологического процесса;
- функцию электронного регистратора значений давлений на приеме НПС, в коллекторе, на выходе НПС и положения регулирующих заслонок;
- архивацию событий нижнего уровня и действий оператора НПС и диспетчера районного диспетчерского пункта (далее - РДП).
Измерительные каналы (ИК) комплексов общем случае состоят из:
- первичных измерительных преобразователей утвержденного типа, метрологические характеристики которых приведены в таблице 2;
- промежуточных измерительных преобразователей, осуществляющих нормализацию сигналов и гальваническую развязку цепей, и аналоговых модулей ввода/вывода, производящих аналого-цифровые и цифро-аналоговые преобразования;
- АРМ оператора, предназначенного для визуализации технологического процесса, формирования отчетных документов и хранения архивов данных.
Метрологические характеристики первичных измерительных преобразователей приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Метрологические характеристики первичных измерительных
преобразователей утвержденного типа (ПИП)___________________________________________
|
Назначение первичного измерительного преобразователя |
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений (у) погрешности |
Пределы допускаемой абсолютной (А) погрешности |
|
ПИП избыточного давления нефти/нефтепродукта |
Y = ±0,1 % |
- |
|
ПИП избыточного давления жидких сред, за исключением нефти/нефтепродукта |
Y = ±0,2 % |
- |
|
ПИП избыточного давления/разрежения газа |
Y = ±0,4 % |
- |
|
ПИП перепада давления нефти/нефтепродуктов |
Y = ±0,4 % |
- |
|
ПИП перепада давления жидких сред вспомогательных систем |
Y = ±0,4 % |
- |
|
ПИП силы переменного/постоянного тока, напряжения переменного/постоянного тока, активной/полной электрической мощности |
Y = ±1,0 % |
- |
|
ПИП виброскорости |
Y = ±10 % |
- |
|
ПИП уровня загазованности атмосферы парами углеводородов, % НКПРП* |
Y = ±5 % |
- |
|
ПИП измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых расходомеров, поверенных имитационным методом |
Y = ±1,0 % |
- |
|
ПИП измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых расходомеров, поверенных проливным методом |
Y = ±0,5 % |
- |
|
ПИП измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых расходомеров, поверенных имитационным методом |
Y = ±0,5 % |
- |
|
ПИП измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых расходомеров, поверенных проливным методом |
Y = ±0,3 % | |
|
ПИП измерения силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА |
Y = ±0,1 % | |
|
ПИП осевого смещения ротора |
- |
А = ±0,1 мм |
|
ПИП измерения уровня нефти/нефтепродуктов в резервуаре РП |
- |
А = ±3,0 мм |
|
ПИП уровня жидкости во вспомогательных емкостях |
- |
А = ±10,0 мм |
|
ПИП температуры нефти/нефтепродукта в трубопроводах |
- |
А = ±0,5 C |
Продолжение таблицы 2
|
Назначение первичного измерительного преобразователя |
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений (у) погрешности |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности |
|
ПИП температуры стенки трубы накладной |
- |
Л = ±1,0 C |
|
ПИП температуры других сред |
- |
Л = ±2,0 C |
|
ПИП многоточечный температуры нефти/нефтепродукта в резервуаре |
- |
Л = ±0,2 C |
|
* НКПРП - нижний концентрационный предел распространения пламени | ||
Пломбирование элементов комплексов не предусмотрено. Механическая защита от несанкционированного доступа к компонентам комплексов обеспечивается путем запирания встроенного замка шкафов, как показано на рисунке 1.
Общий вид шкафов комплексов показаны на рисунке 1.
Механические замки
Рисунок 1 - Общий вид шкафов комплексов
Программное обеспечение
Комплексы имеют встроенное программное обеспечение (далее - ПО) измерительных компонентов среднего уровня и внешнее ПО верхнего уровня, устанавливаемое на персональный компьютер.
Встроенное ПО устанавливается в энергонезависимую память компонентов среднего уровня в производственном цикле заводе-изготовителя.
Внешнее ПО позволяет выполнять настройку, конфигурирование, программирование и обслуживание в процессе эксплуатации компонентов среднего уровня.
Идентификационные данные программного обеспечения комплексов приведены в таблице 3.
Внешнее ПО, предназначенное для управления работой компонентов комплексов, и представление измерительной информации по стандартным протоколам, не влияет на метрологические характеристики комплексов. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
Все метрологически значимые вычисления производятся в контроллере. АРМ оператора используется для отображения результатов измерений, задания уставок.
Программная защита ПО и результатов измерений реализована на основе системы паролей и разграничения прав доступа.
Таблица 3 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
APROL |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
не ниже 4.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
- |
Уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 4 - 7.
Таблица 4 - Метрологические характеристики измерительных каналов комплексов с учетом погрешности ПИП______________________________________________________________
|
Наименование измерительного канала |
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений (у) / абсолютной (А) погрешности |
|
- канал измерения избыточного давления нефти/нефтепродуктов |
±0,15 % (Y) |
|
- канал измерения избыточного давления жидких сред, за исключением нефти/нефтепродукта |
±0,3 % (Y) |
|
- канал измерения избыточного давления/разрежения газа |
±0,6 % (Y) |
|
- канал измерения перепада давления нефти/нефтепродукта |
±0,6 % (Y) |
|
- канал измерения перепада давления жидких сред вспомогательных систем |
±0,6 % (Y) |
|
- канал измерения силы переменного/постоянного тока, напряжения переменного тока, активной/полной электрической мощности |
±1,5 % (Y) |
|
- канал измерения виброскорости |
±15 % (y) |
|
- канал измерения загазованности атмосферы парами углеводородов, % НКПРП* |
±7,5 % (Y) |
|
- канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых расходомеров, поверенных имитационным методом |
±1,5 % (Y) |
|
- канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых расходомеров, поверенных проливным методом |
±0,75 % (Y) |
|
- канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых расходомеров, поверенных имитационным методом |
±0,75 % (Y) |
|
- канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых расходомеров, поверенных проливным методом |
±0,45 % (y) |
Продолжение таблицы 4
|
Наименование измерительного канала |
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений (у) / абсолютной (Л) погрешности |
|
- канал измерения силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА |
±0,15 % (Y) |
|
- канал измерения осевого смещения ротора |
±0,15 мм (Л) |
|
- канал измерения уровня нефти/нефтепродукта в резервуаре РП |
±4,5 мм (Л) |
|
- канал измерения уровня жидкости во вспомогательных емкостях |
±15 мм (Л) |
|
- канал измерения температуры нефти/нефтепродукта в трубопроводах |
±0,75 C (Л) |
|
- канал измерения температуры стенки трубы накладной |
±1,5 C (Л) |
|
- канал измерения температуры других сред |
±3,0 C (Л) |
|
- канал измерения многоточечный температуры нефти/нефтепродукта в резервуаре |
±0,3 C (Л) |
|
* НКПРП - нижний концентрационный предел распространения пламени | |
Таблица 5 - Метрологические характеристики выходных измерительных каналов комплексов типа «4-20 мА униполярный»
|
Наименование измерительного канала |
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений (y) погрешности |
|
- канал цифро-аналогового преобразования силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА |
±0,25 % (у) |
Таблица 6 - Диапазоны измерений комплексов
|
Характеристика |
Значение |
|
Диапазоны измерений: | |
|
- избыточного давления, МПа |
от 0 до 16 |
|
- давления-разрежения, МПа |
от 0 до 0,1 |
|
- перепада давления, МПа |
от 0 до 14 |
|
- температуры, C |
от -100 до +200 |
|
- расхода, м3/ч |
от 0,1 до 20000 |
|
- 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 переменного тока, потребляемого нагрузкой (с учетом понижения токовым трансформатором), А |
от 0 до 5 |
|
- напряжения переменного тока нагрузки, В |
от 0 до 12000 |
|
- электрического сопротивления постоянному току, Ом |
от 30 до 180 |
|
- силы постоянного тока, мА |
от 4 до 20 от 0 до 20 |
|
- активной/полной электрической мощности, Вт/В^А |
от 0 до 40000000 |
|
Характеристика |
Значение |
|
* НКПРП - нижний концентрационный предел распространения пламени | |
Таблица 7 - Технические характеристики комплексов
|
Характеристика |
Значение |
|
Параметры питания от сети переменного тока: - напряжение переменного тока, В - для ШУ - для ШЧП - частота переменного тока, Гц |
220±44 220±44; 380±76 50±1 |
|
Габаритные размеры одного шкафа, (высотахширинахглубина), мм, не более |
2400x1600x1000 |
|
Масса одного шкафа, кг, не более |
350 |
|
Рабочие условия измерений: - для компонентов среднего уровня: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность воздуха, % - атмосферное давление, кПа - для ШУ и ШЧП: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность воздуха, % |
от 0 до +40 от 30 до 90 от 84 до 107 от 0 до +40 от 30 до 80 |
|
Средняя наработка на отказ, ч |
15000 |
|
Средний срок службы, лет |
20 |
Знак утверждения типа
наносится на табличку шкафов комплексов и типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации.
Комплектность
Таблица 8 - Комплектность комплексов
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Комплекс программно-технический системы микропроцессорной автоматического регулирования давления нефтеперекачивающей станции «Спецэлектромеханика» |
- |
1 шт. |
|
Комплект ЗИП |
- |
1 шт. |
|
Методика поверки |
ИЦРМ-МП-055-19 |
1 экз. |
|
Руководство по эксплуатации |
ЯКДГ.421457.ХХХ РЭ* |
1 экз. |
|
Паспорт |
ЯКДГ.42ХХХХ.ХХХ ПС* |
1 экз. |
|
* - в соответствии с заказом. | ||
Поверка
осуществляется по документу ИЦРМ-МП-055-19 «Комплексы программно-технические системы микропроцессорной автоматического регулирования давления нефтеперекачивающей станции «Спецэлектромеханика». Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» 04.03.2019 г.
Основное средство поверки:
- калибратор - измеритель унифицированных сигналов эталонный ИКСУ-260, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 35062-07.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 14014-91 Приборы и преобразователи измерительные цифровые напряжения, тока, сопротивления. Общие технические требования и методы испытаний
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ЯКДГ 421457.200ТУ Микропроцессорная система автоматического регулирования давления нефтеперекачивающей станции «Спецэлектромеханика». Технические условия
Смотрите также
