Комплексы измерительные автоматизированные АСН

Назначение

Комплексы измерительные автоматизированные АСН (далее - комплексы) предназначены для измерений объема и массы жидкости при перекачке, приеме и выдаче ее в автоцистерны и ж/д цистерны (далее - цистерны), поставляемые со стояками налива или без стояков налива.

Описание

Принцип действия комплексов основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефтепродуктов с помощью кориолисовых преобразователей массового расхода (расходомеров массовых) и прямого метода динамических измерений объема нефтепродуктов с помощью объемного преобразователя расхода (счетчиков жидкости).

В состав комплексов входят следующие средства измерений и вспомогательное оборудование: компенсатор сильфонный, фильтр-газоотделитель, клапан обратный, преобразователь расхода (перечень средств измерений в зависимости от модификации приведен в таблице 1), клапан с плавным ступенчатым регулированием расхода (начальной и конечной стадии), кран шаровой, рама, блок-бокс, площадка обслуживания, ограждение, входная лестница, мостик переходной, стояк верхнего или нижнего налива, узел насосный (основные параметры насосных узлов приведены в эксплуатационной документации), трубопровод.

Система автоматизации в составе датчика предельного уровня, поста управления, устройства заземления цистерн, информационного табло, датчика гаражного положения консоли, датчика гаражного положения мостика, пульта дистанционного управления, взрывозащищенного контроллера МС-УИТВ-ВЗ-К (БРИГ-015) или контроллера NPA 2005-07, источника бесперебойного питания.

Электрооборудование в составе взрывозащищенного электрообогревателя блок-бокса, взрывозащищенного электрообогревателя консоли налива, светильника Exd (освещение блок-бокса), выключателя Exd, светильника Exd (освещение площадки обслуживания), выключателя Exd, коробки соединительной, шкафа силового, кабельно-проводниковой продукции в металлорукавах, шкафа электроники.

Автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора на базе программного обеспечения в составе «ПО оператора налива нефтепродуктов», «Модуль связи с АРМ выписки накладных или АРМ верхнего уровня», «ПО оператора налива нефтепродуктов с выпиской накладных» производства ООО «Нефтепромавтоматика».

Управление комплексом осуществляется дистанционно с помощью АРМ оператора, соединенного с взрывозащищенным контроллером МС-УИТВ-ВЗ-К (БРИГ-015) или с контроллером NPA 2005-07 ООО «Нефтепромавтоматика» по интерфейсу RS-232 (RS-485), протокол обмена MODBUS RTU.

В зависимости от модификации в составе комплексов могут быть предусмотрены средства измерений, представленные в таблице 1.

Таблица 1

Расшифровка обозначения модификаций комлпекса.

АСН-1ВГ-0090П-У1

i i i i i i i i

1—ILL-J---Тип комплекса

....... „ м ,

~"1 Т — j— j—|--1--Кол-ео стояков налива (1,2,4)

l—I —|— 1—!—1---Bud налива (В-верхний. Н-нижний, ВН-еерхниО и нижний)

I I I I I

—I —г—Т---1---Тип наливного наконечника (Г-герметичный, нет буквы-негерметичный)

I I I I

1—|—j--j--Тип расходомера (О-объемный, М-массовый)

L- -j--j---Производительность, м3/ч

1—]— Производитель расходомера: П-промприбор. E-Ertdress+Hauser, Э-ЭМИС-МАСС I

1---Климатическое исполнение комплекса (У, УХ Л, ХЛ)

Состав и технологическая схема комплекса, определяемые технической документацией,

обеспечивают выполнение следующих функций:

-    управление технологическим процессом отпуска жидкости;

-    включение комплекса с поста налива;

-    регистрация объема, массы, температуры, плотности жидкости по каждой цистерне;

-    выдача управляющих и аварийных сигналов;

-    показания и сохранность показаний набранной дозы жидкости до окончания налива;

-    хранение измеренной и вычисленной информации в течение одного года, запись измеренной и вычисленной информации по часам, суткам, неделям, месяцам;

-    формирование отчетов и их выдача на печать;

-    передача измеренной и вычисленной информации по локальной сети.

Общий вид комплекса представлен на рисунке 1.

Общий вид центрального контроллера, табло информационного контроллера и монитора налива МС-УИТВ-ВЗ-К (БРИГ-015) представлен на следующих рисунках 2, 3 и 4.

РисУнок 2 - Центральный контроллер    Рисунок 3 - Табло информационное

МС-УИТВ-ВЗ-К (БРИГ-015)    контроллера МС-УИТВ-ВЗ-К (БРИГ-015)

У"

V

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) комплекса включает в свой состав «ПО оператора налива нефтепродуктов», «Модуль связи с АРМ выписки накладных или АРМ верхнего уровня», «ПО оператора налива нефтепродуктов с выпиской накладных», реализованное на АРМ операторе и на контроллере МС-УИТВ-ВЗ-К (БРИГ-015) или контроллере NPA 2005-07.

ПО контроллеров предназначено для считывания измерительной информации со преобразователя расхода, установленного вкомплексе, индикации результатов измерений на показывающем устройстве, формирования управляющих сигналов на начало и окончание налива жидкости, не разделено на метрологически значимую часть ПО и метрологически незначимую часть ПО.

ПО АРМ оператора предназначено для обработки измерительной информации, индикации результатов измерений объема или массы жидкости, отпущенной через комплекс в цистерны, плотности и температуры жидкости при наливе, настройки параметров работы комплекса, контроля работы комплекса, отображения в виде мнемосхем на дисплее состояния комплекса, формирования и хранения отчетных документов. ПО АРМ оператора разделено на метрологически значимое ПО и метрологически незначимое ПО.

Метрологически значимое ПО хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений, а также защиту и идентификацию ПО. Метрологически незначимое ПО хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (несвязанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Идентификация ПО комплексаосуществляется путем отображения на мониторе АРМ оператора идентификационных данных ПО.

ПО комплекса защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Уровень защиты ПО комплексаот непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения» соответствует «среднему» уровню защиты.

Технические характеристики

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Знак утверждения типа

наносится на маркировочные таблички комплексов и нижней части титульного листа руководства по эксплуатации комплексов типографским способом.

Комплектность

Таблица 5 - Комплектность комплекса

Примечание: Комплект поставки определяется по согласованию с заказчиком в соответствии с техническим заданием или опросным листом.

Поверка

осуществляется по документу МП 0631-14-2017 «Инструкция. ГСИ. Комплексы измерительные автоматизированные АСН. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 10 октября

2017 г.

Основные средства поверки:

-    установка поверочная средств измерений объема и массы для верхнего и нижнего налива УПМ-2000, аттестованная в качестве эталона 1-го разряда по ГОСТ 8.510 - 2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости», с вместимостью 2000 дм , с возможностью взвешивания жидкости в диапазоне взвешивания от 0 до 2000 кг с относительной погрешностью ±0,04% при измерении массы, ±0,05 % при измерении объема (регистрационный номер 63582-16);

-    плотномер ПЛОТ-3, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности при температуре измеряемой среды и окружающей среды от минус 20 до плюс 50°С и вязкости до 100 мм2/с составляет ±0,3 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры ±0,2°С (регистрационный номер 20270-12);

-    ареометр АНТ-1, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,5 кг/м3, цена деления 0,5 кг/м (регистрационный номер 9292-07);

-    термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, цена деления 0,1 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,2°С (регистрационный номер 303-91).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

Знак поверки наносится в паспорт или на свидетельство о поверке комплекса.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы

ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости

ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

ТУ 3689-001-26400429-2015 Технические условия. Комплекс измерительный автоматизированный АСН