Комплексы программно-технические системы микропроцессорной автоматического регулирования давления нефтеперекачивающей станции "Спецэлектромеханика"

Номер в ГРСИ РФ: 75485-19
Производитель / заявитель: ОАО НПО "Спецэлектромеханика", г.Москва
Нужна поверка? Найдите поверителя на сайте www.ktopoverit.ru

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.

Скачать

75485-19: Описание типа СИ Скачать 206 КБ
75485-19: Методика поверки Скачать 5.2 MБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 75485-19
Наименование Комплексы программно-технические системы микропроцессорной автоматического регулирования давления нефтеперекачивающей станции "Спецэлектромеханика"
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 2 года
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) 02.07.2024
Производитель / Заявитель

АО "НПО "Спецэлектромеханика", г.Брянск

РОССИЯ


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.

Назначение первичного измерительного преобразователя

Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений (у) погрешности

Пределы допускаемой абсолютной (Д) погрешности

ПИП избыточного давления нефти/нефтепродукта

у = ±0,1 %

-

ПИП избыточного давления жидких сред, за исключением нефти/нефтепродукта

у = ±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

-

Д = ±0,1 мм

ПИП измерения уровня нефти/нефтепродуктов в резервуаре РП

-

Д = ±3,0 мм

ПИП уровня жидкости во вспомогательных емкостях

-

Д = ±10,0 мм

ПИП температуры нефти/нефтепродукта в трубопроводах

-

Д = ±0,5 °С

Назначение первичного измерительного преобразователя

Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений (y) погрешности

Пределы

допускаемой

абсолютной

погрешности

ПИП температуры стенки трубы накладной

-

Д = ±1,0 С

ПИП температуры других сред

-

Д = ±2,0 С

ПИП многоточечный температуры нефти/нефтепродукта в резервуаре

-

Д = ±0,2 С

* 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.

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 (Д) погрешности

- канал измерения избыточного давления нефти/нефтепродуктов

±0,15 % (у)

- канал измерения избыточного давления жидких сред, за исключением нефти/нефтепродукта

±0,3 % (у)

- канал измерения избыточного давления/разрежения газа

±0,6 % (у)

- канал измерения перепада давления нефти/нефтепродукта

±0,6 % (у)

- канал измерения перепада давления жидких сред вспомогательных систем

±0,6 % (у)

- канал измерения силы переменного/постоянного тока, напряжения переменного тока, активной/полной электрической мощности

±1,5 % (у)

- канал измерения виброскорости

±15 % (у)

- канал измерения загазованности атмосферы парами углеводородов, % НКПРП*

±7,5 % (у)

- канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых расходомеров, поверенных имитационным методом

±1,5 % (у)

- канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых расходомеров, поверенных проливным методом

±0,75 % (у)

- канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых расходомеров, поверенных имитационным методом

±0,75 % (у)

- канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых расходомеров, поверенных проливным методом

±0,45 % (у)

Наименование измерительного канала

Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений (у) / абсолютной (Д) погрешности

- канал измерения силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА

±0,15 % (у)

- канал измерения осевого смещения ротора

±0,15 мм (Д)

- канал измерения уровня нефти/нефтепродукта в резервуаре РП

±4,5 мм (Д)

- канал измерения уровня жидкости во вспомогательных емкостях

±15 мм (Д)

- канал измерения температуры нефти/нефтепродукта в трубопроводах

±0,75 °С (Д)

- канал измерения температуры стенки трубы накладной

±1,5 С (Д)

- канал измерения температуры других сред

±3,0 С (Д)

- канал измерения многоточечный температуры нефти/нефтепродукта в резервуаре

±0,3 С (Д)

* 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 (у) 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, С

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

75484-19
РКП ТИ1М Блоки измерения напряжений
АО "ИнтехГеоТранс-Юг", г.Ростов-на-Дону
Блоки измерения напряжений РКП ТИ1М (далее - блоки) предназначены для измерений напряжения постоянного и переменного тока и частоты переменного тока в системах железнодорожной автоматики и телемеханики, а также в других автоматизированных системах пр...
75486-19
ЭА-ПТ Преобразователи температуры
ООО "НТЦ "Энергоавтоматизация", г.Уфа
Преобразователи температуры серии «ЭА-ПТ» (далее - преобразователи) предназначены для измерений температуры поверхности промышленного оборудования.
75483-19
360 Датчики количества осадков
Фирма "Met One Instruments Inc.", США
Датчики количества осадков серии 360 (далее - датчики) предназначены для измерений количества атмосферных осадков.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, сбора, обработки, хранен...
75482-19
СПАЙДЕР Системы измерений длительности соединений
ООО НТЦ "СевенТест", г.С.-Петербург
Системы измерений длительности соединений СПАЙДЕР, далее - СИДС, предназначены для измерения длительности телефонных соединений с целью получения исходных данных при учете объема оказанных услуг электросвязи операторами связи.