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
75485-19: Методика поверки ИЦРМ-МП-055-19Скачать5.2 Мб