|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации технологических процессов |
| Обозначение типа | MKLogic |
| Производитель | Акционерное общество "Нефтеавтоматика" (АО "Нефтеавтоматика"), г. Уфа |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 1 год |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Срок свидетельства |
| Срок свидетельства или заводской номер | 15.05.2028 |
| Назначение | Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации технологических процессов MKLogic (далее – комплексы) предназначены для измерений и контроля параметров технологических процессов и управления положением или состоянием исполнительных механизмов, путем измерения и генерации силы постоянного электрического тока в диапазоне от 4 до 20 мА и измерения электрического сопротивления от подключаемых первичных измерительных преобразователей.
|
| Описание | Принцип действия комплексов программно-технических микропроцессорной системы автоматизации технологических процессов MKLogic основан на аналого-цифровом преобразовании сигналов, которые поступают на модули ввода и цифро-аналоговом преобразовании с выдачей сигналов посредством модулей вывода. Функции вычисления, обработки и архивирования значений параметров технологических процессов выполняет центральный контроллер.
Комплексы предусматривают возможность:
автоматического измерения и отображения значений технологических параметров и документирования данных;
предупредительной и аварийной сигнализации по уставкам, заданным программным путем;
подключения к системам специальной аппаратуры: центров пожарной сигнализации, аппаратуры сигнализации концентрации взрывоопасных газов, ведущих самостоятельную обработку сигналов от датчиков и выполняющих отдельные управляющие функции защиты;
автоматического и ручного режимов регулирования параметров технологических процессов.
В зависимости от назначения комплексы могут включать в себя измерительные каналы двух типов: каналы измерения технологических параметров и каналы формирования управляющих унифицированных аналоговых сигналов.
В каналах формирования управляющих аналоговых сигналов информация, вводимая оператором или формируемая программным путем в центральном контроллере комплекса посредством модулей вывода аналоговых сигналов, преобразуется в унифицированный сигнал силы постоянного тока.
Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации технологических процессов MKLogic являются проектно-компонуемым изделием.
В зависимости от исполнения, в состав комплекса может входить следующее типовое оборудование:
промежуточные измерительные преобразователи, осуществляющие нормализацию сигналов и гальваническую развязку цепей первичных измерительных преобразователей (исполнительных устройств) и входных цепей аналоговых модулей ввода-вывода;
аналоговые модули ввода-вывода утвержденного типа, производящие аналого-цифровые и цифро-аналоговые преобразования;
контроллер центральный (КЦ) с прикладным программным обеспечением, осуществляющий обработку цифровых сигналов, полученных от модулей аналогового ввода и приведение их к единицам измеряемого физического параметра, а также формирование и выдачи управляющих команд на модули аналогового вывода;
автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора, предназначенное для визуализации технологического процесса, формирования отчетных документов и хранения архивов данных.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской (серийный) номер, идентифицирующий каждый экземпляр средства измерений, наносится на металлическую табличку с помощью металлографии или гравировки, табличка с наименованием комплекса и серийным номером наклеена на обратной стороне дверцы шкафа, в верхней части. Номер имеет цифровое обозначение, состоящее из сочетания арабских цифр.
Общий вид шкафов комплекса приведен на рисунке 1.
место нанесения знака утверждения типа и заводского номера механический замок
Рисунок 1 - Общий вид шкафов комплекса
Пломбирование комплекса не предусмотрено. Механическая защита комплекса основана на использовании встроенного механического замка на дверях шкафов, в которых монтируются компоненты комплекса.
Основные метрологические характеристики подключаемых первичных измерительных преобразователей утвержденных типов приведены в таблице 1. Перечень возможных промежуточных измерительных преобразователей приведен в таблице 2. Перечень возможных модулей ввода-вывода аналоговых сигналов приведен в таблице 3.
Таблица 1 – Метрологические характеристики подключаемых первичных измерительных преобразователей
| Функциональное назначение первичного измерительного преобразователя | Пределы допускаемой приведенной погрешности, % от диапазона измерений | Пределы допускаемой абсолютной погрешности | | ПИП избыточного давления нефти/нефтепродукта | ±0,1 | - | | ПИП избыточного давления жидких сред, за исключением нефти/нефтепродукта | ±0,2 | - | | ПИП избыточного давления/разрежения газа | ±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 углеводородов, % НКПРП* | ±5,0 | - | | ПИП измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых расходомеров поверенных имитационным (беспроливным) методом | ±1,0 | - | | ПИП измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых расходомеров, поверенных проливным методом со сличением показаний расходомера с эталоном | ±0,5 | - | | ПИП измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых расходомеров, поверенных имитационным (беспроливным) методом | ±0,5 | - | | ПИП измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых расходомеров поверенных проливным методом со сличением показаний расходомера с эталоном | ±0,3 | - | | ПИП измерения силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА | ±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/нефтепродуктов в трубопроводах | - | ±0,5 °С | | ПИП температуры стенки трубы накладной | - | ±1,0 °С | | ПИП температуры других сред | - | ±2,0 °С | | ПИП многоточечный температуры нефти/нефтепродукта в резервуаре | - | ±0,2 °С | | частотный преобразователь | ±1,0 | - | | * НКПРП – Нижний концентрационный предел распространения пламени |
Таблица 2 - Промежуточные измерительные преобразователи
| Наименование средства измерений | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде | | Преобразователи измерительные IM, IMS, MK | 49765-12 | | Преобразователи измерительные MACX | 68653-17 | | Преобразователи измерительные IM, IMX | 77698-20 | | Преобразователи измерительные S, K, H | 65857-16 | | Преобразователи ЕТ | 85376-22 | | Преобразователи измерительные серии SCA | 65521-16 | | Барьеры искрозащиты MIB-200 Ex | 68031-17 |
Таблица 3 - Модули ввода-вывода аналоговых сигналов
| Наименование средства измерений | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде | | Контроллеры программируемые логические MKLogic-500 | 65683-16 | | Контроллеры программируемые логические MKLogic200 A | 85559-22 |
|
| Программное обеспечение | Программное обеспечение комплексов можно разделить на 3 группы – встроенное ПО, хранящееся в энергонезависимой памяти измерительных модулей, прикладное ПО центрального контроллера (ПО среднего уровня), включающее в себя программный компонент fScale и внешнее ПО (ПО верхнего уровня), устанавливаемое на персональный компьютер в качестве системы отображения (визуализации) на АРМ оператора – SCADA-системы производства различных разработчиков: iFIX (фирма «Intellution», США), Сириус-ИС (НПП «Вира Реалтайм», Россия), Альфа Платформа («Атомик Софт», Россия) и др.
Загрузка встроенного программного обеспечения производится на заводе-изготовителе. Оно недоступно пользователю и не подлежит изменению на протяжении всего времени функционирования изделия, защита от перезаписи и считывания из памяти осуществляется посредством записи кода-блокировки в специальные защитные регистры.
В программном компоненте fScale из состава прикладного ПО центрального контроллера реализовано приведение кодов АЦП к физическим величинам.
К метрологически значимому ПО относятся встроенное программное обеспечение модулей измерительных и программный компонент fScale в составе прикладного ПО центрального контроллера. Остальные структуры ПО комплекса не являются метрологически значимыми.
Идентификационные данные метрологически значимого ПО приведены в описаниях типа средств измерений (таблица 3) и в таблице 4.
Таблица 4 - Идентификационные данные ПО комплексов
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | fScale | | Номер версии
(идентификационный номер) ПО | 1.3 | | Цифровой идентификатор ПО | 9031 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | CRC16 |
ПО комплексов, предназначенное для управления работой модулей и предоставления 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 компоненты комплекса.
Уровень защиты ПО комплексов от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
|
| Метрологические и технические характеристики |
Таблица 5 - Метрологические характеристики входных измерительных каналов с учетом погрешности подключаемых первичных измерительных преобразователей
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | - канал измерения избыточного давления нефти / нефтепродуктов | Пределы допускаемой приведенной погрешности
±0,15 % от диапазона | | - канал измерения избыточного давления жидких сред, за исключением нефти/нефтепродукта | Пределы допускаемой приведенной погрешности
±0,3 % от диапазона | | - канал измерения избыточного давления/разрежения газа | Пределы допускаемой приведенной погрешности
±0,6 % от диапазона | | - канал измерения перепада давления нефти/нефтепродукта | Пределы допускаемой приведенной погрешности
±0,6 % от диапазона | | - канал измерения перепада давления сред вспомогательных систем | Пределы допускаемой приведенной погрешности
±0,6 % от диапазона | | - канал измерения силы тока, напряжения, мощности | Пределы допускаемой приведенной погрешности
±1,5 % от диапазона | | - канал измерения виброскорости | Пределы допускаемой приведенной погрешности
±15 % от диапазона | | - канал измерения загазованности воздуха парами углеводородов, % НКПРП* | Пределы допускаемой приведенной погрешности
±7,5 % от диапазона | | - канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых расходомеров, поверенных имитационным (беспроливным) методом | Пределы допускаемой приведенной погрешности
±1,5 % от диапазона | | - канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых расходомеров, поверенных проливным методом со сличением показаний расходомера с эталоном | Пределы допускаемой приведенной погрешности ±0,75 % от диапазона | | - канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых расходомеров, поверенных имитационным (беспроливным) методом | Пределы допускаемой приведенной погрешности
±0,75 % от диапазона | | - канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых расходомеров, поверенных проливным методом со сличением показаний расходомера с эталоном | Пределы допускаемой приведенной погрешности
±0,45 % от диапазона | | - канал измерения параметров автоматического регулирования частотного преобразователя | Пределы допускаемой приведенной погрешности
±1,5 % от диапазона | | - канал измерения силы постоянного тока в диапазоне
от 4 до 20 мА | Пределы допускаемой приведенной погрешности
±0,15 % от диапазона | | - канал измерения осевого смещения ротора | Пределы допускаемой абсолютной погрешности
±0,15 мм | | - канал измерения уровня нефти/нефтепродукта в резервуаре резервуарного парка | Пределы допускаемой абсолютной погрешности
±4,5 мм | | - канал измерения уровня жидкости во вспомогательных емкостях | Пределы допускаемой абсолютной погрешности
±15 мм | | - канал измерения температуры нефти/нефтепродукта в трубопроводах | Пределы допускаемой абсолютной погрешности
±0,75 º С | | - канал измерения температуры стенки трубы накладной | Пределы допускаемой абсолютной погрешности
±1,5 º С | | - канал измерения температуры других сред | Пределы допускаемой абсолютной погрешности
±3 º С | | - канал многоточечный измерения температуры нефти/нефтепродукта в резервуаре | Пределы допускаемой абсолютной погрешности
±0,3 º С | | 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 | | - 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 -5 до 5 | | - силы тока, потребляемого нагрузкой (с учетом понижения токовым трансформатором) , А | от 0 до 5 | | - напряжения нагрузки, В | от 0 до 12000 | | - сопротивления, Ом | от 30 до 180 | | - силы тока, мА | от 4 до 20 | | - мощность, Вт/В∙А | от 0 до 40000000 | | * НКПРП – Нижний концентрационный предел распространения пламени |
Таблица 6 - Метрологические характеристики выходных измерительных каналов типа «4– 20 мА униполярный»:
| Наименование характеристики | Значение | | - канал цифро-аналогового преобразования силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА | Пределы допускаемой приведенной погрешности
±0,25 % от диапазона |
Таблица 7 - Основные технические характеристики комплексов
| Наименование характеристики | Значение | | Рабочие условия эксплуатации промежуточных измерительных преобразователей и модулей ввода-вывода: | | - температура окружающего воздуха, °С | от 0 до +40 | | - относительная влажность при температуре 25 ºС, % | до 90 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 |
|
| Комплектность | Таблица 8 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество (шт.) | | Контроллер программируемый логический MKLogic-500 (состав модулей определяется заказчиком)
Контроллер программируемый логический MKLogic200 A (в конфигурации по заказу)
Барьеры искрозащиты MIB-200 Ex (по заказу)
Преобразователи измерительные IM, IMS, MK
(по заказу)
Преобразователи измерительные IM, IMX (по заказу)
Преобразователи измерительные MACX (по заказу)
Преобразователи измерительные S, K, H (по заказу)
Преобразователи серии ЕТ (по заказу)
Преобразователи измерительные серии SCA (по заказу) |
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- | количество в соответствии с заказом | | Комплект ЗИП | - | 1 | | Комплект эксплуатационных документов:
Руководство по эксплуатации
Формуляр | 26.20-52-00137093-2021 РЭ
26.20-52-00137093-2021 ФО | 1
1 |
|
| Поверка | приведены в разделе 2.3 «Использование ПТК» Руководства по эксплуатации 26.20-52-00137093-2021 РЭ на ПТК МПСА ТП «MKLogic».
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к средству измерений
Приказ Росстандарта от 01 октября 2018 г. № 2091 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений силы постоянного электрического тока в диапазоне от 1·10-16 до 100 А».
Приказ Росстандарта от 30 декабря 2019 года № 3456 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений электрического сопротивления постоянного и переменного тока».
ТУ 26.20-52-00137093-2021. Программно-технический комплекс микропроцессорной системы автоматизации технологических процессов «MKLogic». Технические условия.
|
| Заявитель | Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)
ИНН 0278005403
Юридический адрес: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, 24
Адрес места осуществления деятельности: 450511, Республика Башкортостан, Уфимский р-н, д. Мударисово, ул. Нефтеавтоматики, д.1
Телефон: (347) 279-88-99, 8-800-700-78-68,
Факс: (347) 228-80-98, (347) 228-44-11
Web-сайт: http:// www.nefteavtomatika.ru
|
| Испытательный центр | Федеральное Бюджетное Учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний им. А.М. Муратшина в Республике Башкортостан» (ФБУ «ЦСМ им. А.М. Муратшина в Республике Башкортостан»).
Адрес: 450006, г. Уфа, бульвар Ибрагимова, 55/59
Телефон/факс: 8 (347) 276-78-74
E-mail: info@bashtest.ru
Web-сайт: http://www.bashtest.ru
Уникальный номер записи об аккредитации № RA.RU.311406 в Реестре аккредитованных лиц
| |
