Системы управления дегазационной установкой автоматизированные АСУ ДУ

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ Системы управления дегазационной установкой автоматизированные АСУ ДУ Назначение средства измерений

Системы управления дегазационной установкой автоматизированные АСУ ДУ предназначены для измерения объемной доли метана, кислорода и оксида углерода в метановоздушной смеси, довзрывоопасной концентрации метана в воздухе производственных помещений, давления (абсолютного, разрежения, избыточного и дифференциального), температуры газов и жидкостей, уровня и расхода жидкости, а также расхода откачиваемой метановоздушной смеси.

Описание

Системы управления дегазационной установкой автоматизированные АСУ ДУ (далее -АСУ ДУ) являются стационарными многоканальными устройствами непрерывного действия.

АСУ ДУ выполняют функции измерения, контроля, отображения и протоколирования параметров технологического процесса дегазации, управления механизмами установки в ручном и автоматическом режимах:

-    измерение и контроль основных технологических параметров на магистральном трубопроводе;

-    измерение и контроль основных технологических параметров в модулях вакуумиро-вания, очистки МВС, водоотделения;

-    измерение и контроль вспомогательных параметров.

Функционально структура АСУ ДУ состоит из 3 уровней:

-    первый - полевой уровень датчиков и исполнительных механизмов. На полевом уровне осуществляется сбор данных с датчиков и конечных выключателей, управление исполнительными механизмами;

-    второй - уровень программируемого логического контроллера (ПЛК). На втором уровне автоматизации обрабатывается информация, полученная с полевого уровня, реализуются алгоритмы режимов управления, обеспечивается связь с верхним уровнем и выдача управляющих воздействий. Главным элементом этого уровня автоматизации являются ПЛК фирмы «Siemens» с децентрализованной периферией семейства SIMATIC ET200S;

-    третий - уровень супервизорного контроля и управления. Третий уровень реализует управление дегазационной установкой (ДУ), выбор и корректировку технологических параметров автоматического режима, визуализацию и диагностику работы оборудования, хранение информации и вывод отчетов, удаленный мониторинг.

Система управления распределена по помещениям системы управления (ПСУ), расположенным в модулях вакуумирования (МВ), очистки (МО), водоотделения (МВО), а также в модуле управления (МУ, операторская). Связь между удалёнными станциями ПЛК и центральным процессором ПЛК производится по сети Profinet.

В состав системы входит одна станция визуализации и управления (человекомашинный интерфейс, ЧМИ) на базе персонального компьютера с пакетом визуализации Visor, а также операторские панели Explorer 15i (либо аналогичные по техническим характеристикам). Связь между станцией визуализации, операторскими панелями и управляющим контроллером реализована по сети Ethernet.

На рисунке 1 представлена структурная схема подключения аналоговых датчиков к АСУ ДУ.

На технологических агрегатах и трубопроводах, расположенных во взрывоопасной среде, используются датчики с видами взрывозащиты:

-    «искробезопасная электрическая цепь» (Ex ia, Ex ib);

-    «взрывонепроницаемая оболочка» (Ex d).

Датчики с видом взрывозащиты Ex ia, Ex ib, устанавливаемые во взрывоопасной среде, подключены к модулям аналоговых входов контроллера через барьеры искрозащиты. В случае использования датчиков типа ДМС 03 между барьером и аналоговым модулем ПЛК подключается преобразователь уровня сигналов из (1.. .5) мА в (4.. .20) мА.

Датчики с видом взрывозащиты Ex d, устанавливаемые во взрывоопасной среде, подключаются непосредственно к общепромышленным аналоговым модулям ПЛК, находящимся во взрывобезопасной зоне.

Датчики, установленные во взрывобезопасной среде (помещение системы управления) также подключаются напрямую к ПЛК.

Таким образом, в представленной на рисунке 1 структуре имеются 6 типов (см. таблицу 1) измерительных каналов, различающихся по следующим признакам:

-    тип (модель) датчика;

-    тип модуля аналоговых входов ПЛК, к которому подключен датчик;

-    способ подключения датчика к ПЛК (использования барьера искрозащиты, преобразователя уровня сигнала).

Таблица 1 - Типы измерительных каналов АСУ ДУ

Kog.i.'fc 5окццнирсЕснья

Миамипмши'у»

гщнък*-»*

1 1

т

D»h№ ne»t^po^cv

ТСГТТ. tTT С»

firv о: ко «к* 15

415«-»-€• £а»«« l jfi 9Ал-« /415-ДИ-С.. И5П-ВИ-Е.

и=иц

I

5

(з

Рх^сймс >£ПА0

1

Чо^ЮТ!

&хгсс*«ь 3t£

ЧМИ фдге*ш»

J

О

Всптчн л и OLCT OGXP.

СПИС-ИГ

I ira

МсЗцль зчистки

^ЙКВИГ? СОНУ £У

КЗРвуТОПвр

Е "tenet

Р

Лист № 4 Всего листов 22

В таблице 2 представлен перечень измерительных каналов типового комплекта технических средств АСУ ДУ.

Таблица 2 - Перечень измерительных каналов АСУ ДУ

В состав измерительных каналов входят датчики (первичные измерительные преобразователи), перечисленные в таблице 3.

Таблица 3 - Перечень датчиков, входящих в состав измерительных каналов АСУ ДУ

Программное обеспечение

Программное обеспечение АСУ ДУ может быть условно разделено на три уровня:

-    полевой уровень - встроенное ПО микропроцессорных первичных измерительных преобразователей;

-    контроллерный уровень - прикладное ПО программируемого логического контроллера;

-    диспетчерский уровень - прикладное ПО «Visor_On», «mdu_XXX».

Встроенное ПО первичных измерительных преобразователей специально разработано изготовителем соответствующих технических средств и обеспечивает передачу данных в виде аналогового сигнала в ПЛК системы.

Прикладное ПО ПЛК выполняет перевод и масштабирование полученных от аналоговых модулей значений в соответствующие физические величины. В случае вычисления расхода метановоздушной смеси по перепаду давления на диафрагме в трубе, производятся математические вычисления в ПО ПЛК. Таким образом, прикладное ПО ПЛК является метрологически значимым.

Изменение параметров прикладного ПО ПЛК возможно только после ввода пароля, установленного производителем:

ПО «Visor_On» - коммуникационный сервер, обеспечивает:

-    доступ к данным ПЛК для ПО «mdu_XXX» (чтение и запись), получаемым по сети

Ethernet;

-    чтение данных из ПЛК, упаковку и сохранение их в базе данных на носителе.

ПО «Visor_On» не является метрологически значимым, т.к. не осуществляет обработку данных, а только обеспечивает доступ к данным ПЛК.

ПО «mdu_XXX» - человеко-машинный интерфейс, обеспечивает возможность наблюдения за технологическими параметрами и управление оборудованием дегазационной установки. ПО «mdu_XXX» является метрологически значимым, т.к. выполняет масштабирование некоторых данных, получаемых из ПЛК, а также вычисление расхода метана в метановоздушной смеси.

Идентификационные данные ПО «mdu_XXX» приведены в таблице 4.

Влияние ПО учтено при нормировании метрологических характеристик измерительных каналов АСУ ДУ.

Защита ПО АСУ ДУ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по Р 50.2.077—2014. Метрологически значимая часть ПО СИ и измеренные данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений.

Технические характеристики

1 Метрологические характеристики измерительных каналов АСУ ДУ

1.1    Измерительный канал объемной доли метана в МВС

1.1.1    Диапазоны измерений и пределы допускаемой основной погрешности измерительного канала объемной доли метана в МВС приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Измерительный канал объемной доли метана в МВС

Лист № 12 Всего листов 22

1.1.2    Пределы допускаемой вариации показаний, в долях от пределов допускаемой основной погрешности

ДМС 03    0,5

ТХ6363    0,3

1.1.3    Изменение показаний датчика ДМС 03 в диапазоне температур от минус 5 до плюс 35°С (в чистом воздухе и ПГС), в диапазоне давлений от 60 до 119,7 кПа (в чистом воздухе и ПГС), в диапазоне относительной влажности от 30 до 100% при температуре 35 °C (без конденсации влаги), не более, объёмная доля, %

-    в диапазоне измерений (0-2,5) %    ± 0,2

-    в диапазоне измерений (5-100) %    ± 6,0

1.1.4    Пределы допускаемого изменения выходного сигнала датчика ТХ6363 за 1 месяц, доля от пределов допускаемой основной погрешности    0,5

1.1.5    Пределы допускаемой дополнительной погрешности датчика ТХ6363 от изменения:

-    температуры окружающей среды в пределах рабочих условий эксплуатации относительно нормальных условий эксплуатации 20°С, доля от пределов допускаемой основной погрешности    0,5

-    влажности окружающей среды в пределах рабочих условий эксплуатации относительно влажности при определении основной погрешности, доля от пределов допускаемой основной погрешности    0,5

-    атмосферного давления в пределах рабочих условий эксплуатации относительно нормальных условий эксплуатации 101,3 кПа, доля от пределов допускаемой основной погрешности 1,0

1.1.6    Время непрерывной работы ДМС 03 без корректировки показаний, сут, не менее 30

1.2 Измерительный канал довзрывоопасных концентраций метана в воздухе технологических помещений

1.2.1 Диапазоны измерений и пределы допускаемой основной погрешности измерительного канала приведены в таблице 6.

Таблица 6 - Измерительный канал довзрывоопасных концентраций метана в воздухе технологических помещений

1.2.2    Пределы допускаемой вариации показаний, в долях от предела допускаемой основной погрешности    0,5

1.2.3    Пределы дополнительной погрешности от изменения температуры окружающей среды в рабочих условиях на каждые 10°C, в долях от предела допускаемой основной погрешности:

-    OLCT 100XP    0,3

-    СГОЭС-М11    0,5

1.3    Измерительный канал объемной доли газов в МВС

1.3.1 Диапазоны измерений и пределы допускаемой основной погрешности измерительного канала приведены в таблице 7.

Таблица 7 - Измерительный канал объемной доли газов в МВС

1.3.2    Пределы допускаемой вариации показаний, в долях от предела допускаемой основной погрешности    0,5

1.3.3    Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности:

-    от изменения температуры окружающей среды на каждые 10°C, в долях от предела допускаемой погрешности    1,5

-    от изменения относительной влажности анализируемой среды, в долях от предела допускаемой погрешности    0,5

1.3.4    Время непрерывной работы без корректировки показаний не менее, сут:

-    СДТГ 01    60

-    СДТГ 11    30

1.4    Измерительный канал избыточного давления

1.4.1    Верхний предел измерений датчика 415-ДИ-Ех, 415М-ДИ-Ех, кПа:

-    модель 8148    100

-    модель 8148-1    250

1.4.2    Пределы допускаемой основной приведенной погрешности, %, от верхнего предела измерений ± 0,25

1.4.3    Пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности, вызванной изменением температуры окружающего воздуха в рабочем диапазоне температур, %/10°C ±0,25

1.5    Измерительный канал разрежения

1.5.1 Верхний предел измерений датчика 415-ДВ-Ех, 415М-ДВ-Ех, кПа    100

Лист № 14 Всего листов 22

1.5.2    Пределы допускаемой основной приведенной погрешности, %, от верхнего предела измерений ±0,25

1.5.3    Пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности, вызванной изменением температуры окружающего воздуха в рабочем диапазоне температур, %/10°C ±0,25

1.6    Измерительный канал абсолютного давления

1.6.1    Верхний предел измерений датчика 415-ДА-Ех, 415М-ДА-Ех, кПа    160

1.6.2    Пределы допускаемой основной приведенной погрешности, %, от верхнего предела измерений ±0,25

1.6.3    Пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности, вызванной изменением температуры окружающего воздуха в рабочем диапазоне температур, %/10°C ±0,25

1.7    Измерительный канал перепада давления (расчет расхода МВС на всасывании)

1.7.1    Верхний предел измерений датчика

415-ДД-Ех, 415М-ДД-Ех, кПа    16

1.7.2    Пределы допускаемой основной приведенной погрешности, % от верхнего предела измерений

415-ДД-Ех, 415М-ДД-Ех    ±0,25

1.7.3    Пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности, вызванной изменением температуры окружающего воздуха в рабочем диапазоне температур, %/10°C

415-ДД-Ех, 415М-ДД-Ех    ±0,25.

1.8    Измерительный канал перепада давления

1.8.1    Верхний предел измерений датчика АИР-10, кПа    100

1.8.2    Диапазон входного унифицированного сигнала измерителя

ИТЦ420/М4, мА    от 4 до 20

1.8.3    Пределы допускаемой основной приведенной погрешности, % от верхнего предела измерений

АИР-10    ±0,5

ИТЦ420/М4    ±(0,2+*),

где * - одна единица последнего разряда, выраженная в процентах от диапазона измерений.

1.8.4    Пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности, вызванной изменением температуры окружающего воздуха в рабочем диапазоне температур, %/10°C

АИР-10    ±(0,08+0,^.™^),

где Р^ах, РВ - максимальный верхний предел (диапазон) измерений и верхний предел (диапазон) измерений

ИТЦ420/М4    ±0,5.

1.9    Измерительный канал температуры метановоздушной смеси, жидкости, воздуха в технологических помещениях

1.9.1    Модификация термометра сопротивления платинового ТСПТ, датчика температуры ТСПТ Ех 101, 101Н и/или 102

1.9.2    Диапазон измерений, °C    от минус 100 до плюс 450

1.9.3    Температурный коэффициент a, °C-1    0,00385

1.9.4    Класс допуска    А

1.9.5    Допуск, °C    ± (0,15+0,002|t|), где |t| - абсолютное значение температуры в °C без учета знака.

1.9.6    Рабочий диапазон температур, °C    от минус 50 до плюс 150 Примечание - Рабочий диапазон температур сокращен до диапазона показаний. Выход

температуры за указанные пределы является аварийной ситуацией, в которой эксплуатация системы запрещена (оборудование обесточивается).

Лист № 15 Всего листов 22

1.9.7 Время термической реакции т0,63, с, не более    20

1.10    Измерительный канал температуры воздуха в помещениях системы управления

1.10.1    Модификация термометра сопротивления платинового ТСПТ, датчика температуры ТСПТ Ех    102

1.10.2    Диапазон измерений, °C    от минус 100 до плюс 450

1.10.3    Температурный коэффициент a, °C-1    0,00385

1.10.4    Класс допуска    А

1.10.5    Допуск, °C    ± (0,15+0,002|t|), где |t| - абсолютное значение температуры в °C без учета знака.

1.10.6    Рабочий диапазон температур, °C    от минус 50 до плюс 150 Примечание - Рабочий диапазон температур сокращен до диапазона показаний. Выход

температуры за указанные пределы является аварийной ситуацией, в которой эксплуатация системы запрещена (оборудование обесточивается).

1.10.7    Время термической реакции т0,63, с, не более    20

1.11    Измерительный канал уровня жидкости в циклоне-пресепараторе

1.11.1    Верхний предел измерений OPTIFLEX 1300С, мм    700

1.11.2    Диапазон измерений VEGAFLEX 61, мм    от 80 до 700

1.11.3    Погрешность измерений, мм    ±3

1.11.4    Разрешающая способность (OPTIFLEX), мм    ±1

1.11.5    Повторяемость измерений (OPTIFLEX), мм    ±1

1.12    Измерительный канал уровня жидкости

1.12.1    Диапазон измерений уровнемера BLE (байпасный указатель уровня BNA с датчиком MG), мм

-    расстояние между штуцерами 1700 мм    1700

-    расстояние между штуцерами 800 мм    800

1.12.2    Пределы допускаемой абсолютной погрешности, мм    ±10

1.13    Измерительный канал расхода жидкости

1.13.1    Пределы допускаемой погрешности по объему и по объемному расходу счетчика-расходомера ADMAG (модификации AXR):

-    в интервале скорости потока v от 0,3 до 1 м/с

см/с    ±0,25

%    ±(0,4+0,3/v)

-    в интервале скорости потока v от 1 до 2 м/с, %    ±0,5

1.14    Измерительный канал расхода МВС на нагнетании

1.14.1    Наименьший эксплуатационный расход Qmin датчика расхода газа DYMETIC-1223М-Т для:

Dу 400, м3/ч    85

Dу 800, м3/ч    340

1.14.2    Переходное значение расхода Qt1 для:

Dу 400, м3/ч    360

Dу 800, м3/ч    1500

1.14.3    Переходное значение расхода Qt2 для:

Dу 400, м3/ч    270

Dу 800, м3/ч    1000

1.14.4    Переходное значение расхода Qt3 для:

Dу 400, м3/ч    180

Dу 800, м3/ч    750

1.14.5    Наибольший эксплуатационный расход Qmax для:

Dу 400, м3/ч    17500

Dу 800, м3/ч    68000

1.14.6    Пределы относительной погрешности измерения объема 5V для датчика класса точности 2,5 в диапазоне:

от Qmin до Qt3, %    ±10

от Qt3 до Qt2, %    ±5

от Qt2 до Qmax    ±2,5

1.14.7    Приведенная погрешность при измерении расхода, %, не более    ± 5,0

1.14.8    Относительная погрешность при измерении скорости звука в измеряемой среде, %, не более ±1,0.

1.15 Измерительный канал расхода МВС на всасывании:

1.15.1    Измеритель AGA 15.15

1.15.1.1    Диапазон измерений скорости потока газа, V, м/с    от 0,5 до 50

1.15.1.2    Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении скорости потока газа измерителем AV, м/с    ± (0,1+0,015V)

1.15.1.3    Диапазон измерений объемного    расхода газа измерителем AGA 15.15 W, м3/с    от 2-10-3 до 200

1.15.1.4    Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении объемного

32

расхода газа измерителем AW, м /с    ± AV nD /4

где D - средний диаметр трубопровода в месте установки измерителя, м.

1.15.2 Датчик расхода газа DYMETIC-1223М-Т (см. п. 1.13)

1.16 Измерительный канал давления в системе пневмоуправления

1.16.1    Верхний предел измерений преобразователя давления измерительного А-10, МПа 1

1.16.2    Предел допускаемой основной приведенной погрешности, %    1

1.16.3    Предел допускаемой дополнительной температурной погрешности, %/10°C ±0,2

2    Время прогрева первичных приборов, входящих в состав системы должно быть, мин, не более:

-    ДМС 03, ТХ6363, OLCT 100XP, СГОЭС-М11, СДТГ 01    10;

-    СДТГ 11    200.

-    остальные    10.

3    Габаритные размеры и масса первичных измерительных приборов, входящих в состав полевой части системы, не более указанных в таблице 8.

Таблица 8 - Габаритные размеры и масса

4 Электрическая мощность, потребляемая техническими средствами, входящими в состав полевой части Системы, не более указанной в таблице 9.

Таблица 9 - Потребляемая мощность технических средств Системы

5 Характеристики надежности технических средств Системы приведены в таблице 10.

Таблица 10 - Характеристики надежности

6 Рабочие условия эксплуатации технических средств приведены в таблице 11.

Таблица 11 - Рабочие условия эксплуатации технических средств

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульный лист Руководства по эксплуатации и на табличку с информацией об оборудовании и производителе, крепящуюся к шкафу управления (главному пульту).

Комплектность

Комплект технических средств Системы включает в себя устройства, перечисленные в таблице 12.

Таблица 12 - Комплект технических средств Системы_

Поверка

осуществляется по документу:

-    МП-242-1829-2014 «Системы управления дегазационной установкой автоматизированные АСУ ДУ. Методика поверки», разработанная и утвержденная ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 26.11.2014 г.;

Основные средства поверки:

-    калибратор напряжения и тока искробезопасный КНТИ-40.00.00 по ТУ 314879-00417282729-05;

-    калибратор процессов документирующий Fluke 753 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 49876-12).

При проведении поверки используются также эталонные и вспомогательные средства поверки, указанные в нормативных документах на поверку датчиков ДМС 03, ТХ6363, OLCT 100 XP, СГОЭС-М11, СДТГ, 415-ДИ-Ех; 415-ДВ-Ех; 415-ДА-Ех; 415-ДД-Ех; 415М-ДИ-Ех; 415М-ДВ-Ех; 415М-ДА-Ех; 415М-ДД-Ех; АИР-10; ТСПТ, ТСПТ Ех, VEGAFLEX 61; OPTIFLEX 1300C; BLE; ADMAG; AGA 15.15; Dymetic-1223М-Т; A-10.

Сведения о методах измерений

Методики проведения измерений приведены в документе «Системы управления дегазационной установкой автоматизированные АСУ ДУ. Руководство по эксплуатации» АСУ ДУ.00.000РЭ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системам управления дегазационной установкой автоматизированным АСУ ДУ

1)    ГОСТ 24032-80 Приборы шахтные газоаналитические. Общие технические требования. Методы испытаний.

2)    ГОСТ 13320-81 Газоанализаторы промышленные автоматические. Общие технические условия.

3)    ГОСТ Р 52350.29-1-2010 Взрывоопасные среды. Часть 29-1. Газоанализаторы. Общие технические требования и методы испытаний газоанализаторов горючих газов.

4)    ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

5)    ГОСТ Р 8.654-2009 Государственная система обеспечения единства измерений.. Требования к программному обеспечению средств измерений.

6)    ГОСТ Р 52931-2008 Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия.

7)    ГОСТ 8.578-2008 Государственная система обеспечения единства измерений.. Государственная поверочная схема для средств измерений содержания компонентов в газовых средах.

8)    ГОСТ 8.542-86 Государственная система обеспечения единства измерений.. Государственный специальный эталон и государственная поверочная схема для средств измерений скорости воздушного потока.

9)    ГОСТ Р 8.802-2012 Государственная система обеспечения единства измерений.. Государственная поверочная схема для средств измерений избыточного давления до 250 МПа.

10ГОСТ Р 8.840-2013 Государственная система обеспечения единства измерений.. Государственная поверочная схема для средств измерений абсолютного давления в диапазоне 1 -110 в шестой степени Па.

11)    ГОСТ 8.187-76 Государственная система обеспечения единства измерений.. Государственный специальный эталон и общесоюзная поверочная схема измерений разности давлений до 4104 Па.

12)    ГОСТ 8.558-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений температуры

13)    ТУ 3148-003-62500954-2012. Системы управления дегазационной установкой автоматизированные АСУ ДУ. Технические условия.