|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Комплексы программно-технические системы микропроцессорной автоматического регулирования давления нефтеперекачивающей станции "Спецэлектромеханика" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | АО "НПО "Спецэлектромеханика", г.Брянск |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 2 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Срок свидетельства |
| Срок свидетельства или заводской номер | 02.07.2024 |
| 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 (γ) погрешности | Пределы допускаемой абсолютной (∆) погрешности | | ПИП избыточного давления нефти/нефтепродукта | γ = ±0,1 % | - | | ПИП избыточного давления жидких сред, за исключением нефти/нефтепродукта | γ = ±0,2 % | - | | ПИП избыточного давления/разрежения газа | γ = ±0,4 % | - | | ПИП перепада давления нефти/нефтепродуктов | γ = ±0,4 % | - | | ПИП перепада давления жидких сред вспомогательных систем | γ = ±0,4 % | - | | ПИП силы переменного/постоянного тока, напряжения переменного/постоянного тока, активной/полной электрической мощности | γ = ±1,0 % | - | | ПИП виброскорости | γ = ±10 % | - | | ПИП уровня загазованности атмосферы парами углеводородов, % НКПРП* | γ = ±5 % | - | | ПИП измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых расходомеров, поверенных имитационным методом | γ = ±1,0 % | - | | ПИП измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых расходомеров, поверенных проливным методом | γ = ±0,5 % | - | | ПИП измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых расходомеров, поверенных имитационным методом | γ = ±0,5 % | - | | ПИП измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых расходомеров, поверенных проливным методом | γ = ±0,3 % | | | ПИП измерения силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА | γ = ±0,1 % | | | 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/нефтепродукта в трубопроводах | - | ∆ = ±0,5 ℃ |
Продолжение таблицы 2
| Назначение первичного измерительного преобразователя | Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений (γ) погрешности | Пределы допускаемой абсолютной погрешности | | ПИП температуры стенки трубы накладной | - | ∆ = ±1,0 ℃ | | ПИП температуры других сред | - | ∆ = ±2,0 ℃ | | ПИП многоточечный температуры нефти/нефтепродукта в резервуаре | - | ∆ = ±0,2 ℃ | | * 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.
|
| Метрологические и 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 (γ) / абсолютной (∆)
погрешности | | - канал измерения избыточного давления нефти/нефтепродуктов | ±0,15 % (γ) | | - канал измерения избыточного давления жидких сред, за исключением нефти/нефтепродукта | ±0,3 % (γ) | | - канал измерения избыточного давления/разрежения газа | ±0,6 % (γ) | | - канал измерения перепада давления нефти/нефтепродукта | ±0,6 % (γ) | | - канал измерения перепада давления жидких сред вспомогательных систем | ±0,6 % (γ) | | - канал измерения силы переменного/постоянного тока, напряжения переменного тока, активной/полной электрической мощности | ±1,5 % (γ) | | - канал измерения виброскорости | ±15 % (γ) | | - канал измерения загазованности атмосферы парами углеводородов, % НКПРП* | ±7,5 % (γ) | | - канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых расходомеров, поверенных имитационным методом | ±1,5 % (γ) | | - канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых расходомеров, поверенных проливным методом | ±0,75 % (γ) | | - канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых расходомеров, поверенных имитационным методом | ±0,75 % (γ) | | - канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых расходомеров, поверенных проливным методом | ±0,45 % (γ) |
Продолжение таблицы 4
| Наименование измерительного канала | Пределы допускаемой
приведенной к диапазону
измерений (γ) / абсолютной (∆)
погрешности | | - канал измерения силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА | ±0,15 % (γ) | | - канал измерения осевого смещения ротора | ±0,15 мм (∆) | | - канал измерения уровня нефти/нефтепродукта в резервуаре РП | ±4,5 мм (∆) | | - канал измерения уровня жидкости во вспомогательных емкостях | ±15 мм (∆) | | - канал измерения температуры нефти/нефтепродукта в трубопроводах | ±0,75 ℃ (∆) | | - канал измерения температуры стенки трубы накладной | ±1,5 ℃ (∆) | | - канал измерения температуры других сред | ±3,0 ℃ (∆) | | - канал измерения многоточечный температуры нефти/нефтепродукта в резервуаре | ±0,3 ℃ (∆) | | * 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 (γ) погрешности | | - канал цифро-аналогового преобразования силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА | ±0,25 % (γ) |
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, ℃ | 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 | | * 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, (высота×ширина×глубина), мм, не более | 2400×1600×1000 | | Масса одного шкафа, кг, не более | 350 | | Рабочие условия измерений: | | | - для компонентов среднего уровня:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность воздуха, %
- атмосферное давление, кПа | от 0 до +40
от 30 до 90
от 84 до 107 | | - для ШУ и ШЧП: | | | - температура окружающей среды, °С | от 0 до +40 | | - относительная влажность воздуха, % | от 30 до 80 | | Средняя наработка на отказ, ч | 15000 | | Средний срок службы, лет | 20 |
|
| 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.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к комплексам программно-техническим системы микропроцессорной автоматического регулирования давления нефтеперекачивающей станции «Спецэлектромеханика»
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
|
| Заявитель |
Акционерное общество «Научно-производственное объединение «Спецэлектромеханика» (АО «НПО «Спецэлектромеханика»)
ИНН 7707520977
Адрес: 241028, Брянская область, г. Брянск, ул. Карачижская, д. 79
Телефон: (495) 783 29 80
Факс: (495) 783 29 81
Сайт: www.semgroup.ru
|
| Испытательный центр | Общество с ограниченной ответственностью «Испытательный центр разработок в области метрологии»
Адрес: 117546, г. Москва, Харьковский проезд, д.2, этаж 2, пом. I, ком. 35,36
Телефон: +7 (495) 278-02-48
E-mail: info@ic-rm.ru
Аттестат аккредитации ООО «ИЦРМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311390 от 18.11.2015 г.
| |
