Назначение
Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станции "Шнейдер Электрик" (далее - комплексы) предназначены (при подключении к внешним, не входящим в состав комплексов, датчикам) для измерения и контроля технологических параметров (уровень, температура, давление, расход, загазованность воздуха, виброскорость, сила тока, напряжение, мощность, частота следования и количество импульсов, осевое смещение ротора, потенциал), а также для воспроизведения силы и напряжения постоянного тока для управления положением или состоянием исполнительных механизмов.
Описание
Принцип действия измерительных каналов (ИК) аналогового ввода комплексов заключается в следующем:
- сигналы в виде силы постоянного тока, напряжения постоянного тока, сопротивления или импульсной последовательности от внешних, не входящих в состав комплексов, первичных измерительных преобразователей (датчиков) поступают либо на модули ввода аналоговых сигналов, либо на промежуточные измерительные преобразователи;
- промежуточные измерительные преобразователи осуществляют нормализацию сигналов и обеспечивают гальваническую развязку цепей первичных измерительных преобразователей и цепей аналоговых модулей ввода;
- модули ввода аналоговых сигналов выполняют аналого-цифровое преобразование.
Принцип действия ИК вывода (воспроизведения) аналоговых сигналов управления,
состоящих из модулей вывода и промежуточных измерительных преобразователей, основан на цифро-аналоговом преобразовании.
Модули ввода/вывода предназначены для совместной работы по внешней шине с контроллерами программируемыми логическими Modicon Quantum, Modicon M340 и Modicon M580.
Комплексы обеспечивают выполнение следующих функций:
- преобразование аналоговых электрических сигналов унифицированных диапазонов в цифровые коды и воспроизведение выходных аналоговых сигналов управления исполнительными механизмами;
- взаимодействие с другими информационно-измерительными, управляющими и смежными системами и оборудованием объекта по проводным и волоконно-оптическим линиям связи;
- автоматическое, дистанционное и ручное управление технологическим оборудованием и исполнительными механизмами с выявлением аварийных ситуаций, реализацию функций противоаварийной защиты с управлением световой и звуковой сигнализацией;
- отображение информации о ходе технологического процесса и состоянии оборудования;
- визуализация результатов контроля параметров технологического процесса, формирование отчетных документов и хранение архивов данных;
- диагностику каналов связи оборудования с автоматическим включением резервного оборудования, сохранение настроек при отказе и отключении электропитания.
Комплексы являются проектно-компонуемыми изделиями. В зависимости от заказа в состав комплекса может входить следующее оборудование:
- шкафы центрального контроллера (ШКЦ) и устройства связи с объектом (УСО);
- шкафы блока ручного управления (БРУ) и вторичной аппаратуры (ШВА);
- шкафы системы автоматического регулирования (САР) и преобразователя частоты (ПЧ);
- автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора с горячим резервированием;
- АРМ инженера.
Приборные шкафы комплексов должны быть расположены в невзрывоопасных зонах промышленного объекта. Связь с оборудованием и преобразователями, установленными во взрывоопасной зоне, осуществляется через искробезопасные цепи. Внутри шкафов предусмотрено терморегулирование для поддержания нормальных условий, включающее в себя контроль температуры внутри шкафа, систему вентиляции и (при необходимости) систему обогрева.
Общий вид шкафа центрального контроллера (ШКЦ) и шкафа устройства связи с объектом (УСО) показаны на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид шкафов комплексов В связи с наличием механических замков пломбирование шкафов не предусмотрено.
Программное обеспечение
Идентификационные данные встроенного программного обеспечения (ПО) приведены в таблицах 1 - 3.
Таблица 1 - Встроенное программное обеспечение процессорных модулей 140 СРИххххх контроллеров Modicon Quantum_
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | 140 CPUхххх |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.13 |
| Цифровой идентификатор ПО | - |
Таблица 2 - Встроенное программное обеспечение процессорных модулей CPU BMXP34ххх контроллеров Modicon M340_
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | BMXP34ххх |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 2.5 |
| Цифровой идентификатор ПО | - |
Таблица 3 - Встроенное программное обеспечение процессорных модулей BME Ю80ххх контроллеров Modicon M580_
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | BME Ю8ххх |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 02.10 |
| Цифровой идентификатор ПО | - |
Для визуализации результатов измерений /задания уровней воспроизводимых ИК сигналов используется сервисное специализированное ПО "iFIX, Alpha.Server",
Встроенное ПО контроллеров, предназначенное для управления работой модулей, не влияет на метрологические характеристики средства измерений (метрологические характеристики контроллеров 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 ИК.
Уровень защиты встроенного ПО - "высокий" по Р50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК ввода
| Функциональное назначение ИК | Входной сигнал ИК | Пределы допускаемой погрешности ИК в исполнении |
| с промежуточным преобразователем | без промежуточного преобразователя |
| ИК избыточного давления нефти/нефтепродукта, сред вспомогательных систем (кроме давления газа) | I (мА) от 4 до 20 от 0 до 20 от - 20 до +20 от 0 до 21 | Y = ±0,11 % | Y = ±0,09 % |
| ИК избыточного давления жидких сред вспомогательных систем | Y = ±0,11 % | Y = 0,09 % |
| ИК избыточного давления/разрежения газа | Y = ±0,25 % | Y = ±0,10 % |
| ИК перепада давления нефти/нефтепродуктов | Y = ±0,25 % | Y = ±0,10 % |
| ИК перепада давления сред вспомогательных систем | Y = ±0,25 % | Y = ±0,10 % |
| ИК вспомогательных технологических параметров | Y = ±0,25 % | Y = 0,10 % |
| ИК температуры | Y = ±0,25 % | Y = ±0,10 % |
| ИК силы тока, напряжения, мощности | Y = ±0,25 % | Y = ±0,10 % |
| ИК виброскорости | Y = ±0,25 % | Y = ±0,10 % |
| ИК расхода нефти/нефтепродуктов | Y = ±0,25 % | Y = ±0,10 % |
| ИК осевого смещения ротора | А = ±0,09 мм | А = ±0,07 мм |
| ИК загазованности воздуха парами нефти/нефтепродуктов | А = ±4,0 % НКПР | А = ±2,0 % НКПР |
| ИК уровня нефти/ нефтепродукта в резервуаре (от 0 до 2800 мм) | А = ±2,6 мм | А = ±2,4 мм |
| ИК уровня жидкости во вспомогательных емкостях | от 0 до 7000 мм | А = ±9,0 мм | А = ±7,0 мм |
| от 0 до 12000 мм | - | А = ±9,0 мм |
| от 0 до 23000 мм | Цифровой код | - | - |
| ИК уровня нефти/ нефтепродукта в резервуаре (от 0 до 23000 мм ) | Цифровой код | - | - |
| ИК температуры нефти/нефтепродуктов (сигналы от термопреобразователей сопротивления) | R (Ом) | А = ±0,46 0С | - |
| ИК температуры других сред (сигналы от термопреобра-зователей сопротивления) | А = ±1,85 0С | - |
| Функциональное назначение ИК | Входной сигнал ИК | Пределы допускаемой погрешности ИК в исполнении |
| с промежуточным преобразователем | без промежуточного преобразователя |
| ИК температуры других сред (сигналы от термопар) | U (мВ) | А = ±1,85 0С | - |
| ИК частоты следования импульсов | F (Гц) | А = ±1 Гц | А = ±1 Гц |
| ИК количества импульсов | А = ±1 имп | А = ±1 имп |
| ИК потенциала | U (В) от 0 до 10 В от 0 до 5 В от - 10 до +10 В от - 5 до +5 В | у = ±0,25 % | у = ±0,10 % |
| Примечания: - у и А - приведенная и абсолютная погрешности соответственно; - нормирующими значениями при определении приведенной погрешности ИК ввода аналоговых сигналов являются диапазоны контролируемых технологических параметров (из таблицы 6 с учетом примечания). |
Таблица 5 - Метрологические характеристики ИК вывода (воспроизведения) аналоговых сигналов
| Функциональное назначение ИК | Диапазоны воспроизведения | Пределы допускаемой приведенной погрешности в исполнении |
| с промежуточным преобразователем | без промежуточного преобразователя |
| В оспроизведение силы постоянного тока, мА | от 0 до 20 от 4 до 20 | Y = ±0,30 % | Y = ±0,25 % |
| В оспроизведение напряжения постоянного тока, В | от - 10 до +10 | Y = ±0,30 % | Y = ±0,25 % |
| Нормирующим значением при определении приведенной погрешности ИК вывода аналоговых сигналов является диапазон воспроизведения силы (напряжения) постоянного тока. |
Таблица 6 - Диапазоны измерения и визуализации технологических параметров (при подключении к комплексам внешних первичных измерительных преобразователей)_
| Наименование технологического параметра | Диапазон |
| - избыточное давление, МПа | от 0 до 16 |
| - перепад давления, МПа | от 0 до 10 |
| - температура, °C | от - 150 до +1000 |
| - расход, м3/ч | от 0,1 до 10500 |
| - уровень, мм | от 0 до 23000 |
| - загазованность воздуха парами , % НКПР | от 0 до 50 |
| - виброскорость, мм/с | от 0 до 30 |
| - частота следования импульсов, Гц | от 1 до 60000 |
| - количество импульсов | от 1 до 1000000 |
| - осевое смещение ротора, мм | от 0 до 5 |
| - сила тока, А | от 0 до 1000 |
| - напряжение, кВ | от 0 до 10 |
| - электрическая мощность, МВ • А | от 0 до 10 |
| - потенциал, В | от - 10 до +10 |
| Примечание: комплексы являются проектно-компонуемыми изделиями; поэтому виды и диапазоны технологических параметров из приведенного в таблице перечня для конкретного экземпляра комплекса определяются заказом и вносятся в формуляр комплекса. |
При подключении к комплексу внешних первичных измерительных преобразователей (ПИП) пределы допускаемой суммарной погрешности ИК находятся как взятый с коэффициентом 1,1 корень квадратный из суммы квадратов предела допускаемой погрешности ИК ввода аналоговых сигналов комплексов (из таблицы 4) и предела допускаемой погрешности ПИП; при этом обе погрешности должны быть выражены в одинаковых единицах.
Таблица 7 - Рекомендуемые метрологические характеристики подключаемых к комплексам внешних первичных измерительных преобразователей (ПИП)_
| Функциональное назначение ПИП | Пределы допускаемой основной погрешности ПИП |
| ПИП ИК избыточного давления нефти/нефтепродуктов, сред вспомогательных систем (кроме давления газа) | Y = ±0,10 % |
| ПИП перепада давления нефти/нефтепродуктов, перепада давления сред вспомогательных систем | Y = ±0,40 % |
| ПИП ИК избыточного давления/разрежения газа | Y = ±0,40 % |
| ПИП ИК вспомогательных технологических параметров | Y = ±0,40 % |
| ПИП ИК силы тока, напряжения, мощности | Y = ±1,0 % |
| ПИП ИК потенциала | Y = ±0,30 % |
| ПИП ИК виброскорости | Y = ±10 % |
| ПИП ИК частоты следования и количества импульсов | А = ±1 Гц |
| ПИП ИК расхода нефти/нефтепродуктов | Y = ±0,50 % |
| ПИП ИК загазованности воздуха парами нефти/нефтепродуктов | А = ±5,0 % НКПР |
| ПИП ИК осевого смещения ротора | А = ±0,10 мм |
| ПИП ИК уровня нефти/нефтепродуктов в резервуаре | А = ±3,0 мм |
| ПИП ИК уровня жидкости во вспомогательных емкостях | А = ±10 мм |
| ПИП ИК температуры нефти/нефтепродуктов | А = ±0,50 °С |
| ПИП ИК температуры других сред | А = ±2,0 °С |
Таблица 8 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Параметры электрического питания - напряжение переменного тока, В - частота, Гц | 220 50 |
| Мощность, потребляемая одним шкафом, В А, не более | 1100 |
| Условия эксплуатации - диапазон температуры окружающего воздуха, °С (внутри шкафов поддерживается нормальная температура от + 15 от + 25 °С) - относительная влажность при 30 °С без конденсации влаги, % - атмосферное давление, кПа | от + 5 до + 40 до 75 от 84 до 106,7 |
| Срок службы, лет, не менее Наработка на отказ, ч | 20 18000 |
Таблица 9 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Комплекс (в заказной конфигурации) | | 1 экз. |
| Комплект ЗИП | | 1 экз. |
| Методика поверки | МП2064-0116-2016 | 1 экз. |
| Сервисное ПО (на компакт-диске) | iFIX, Alpha.Server | 1 экз. |
| Комплект эксплуатационных документов | | 1 компл. |
Поверка
осуществляется по документу МП2064-0116-2016 "Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станции "Шнейдер Электрик". Методика поверки", утвержденному ФГУП "ВНИИМ им. Д.И.Менделеева" 11 ноября 2016 г.
Основные средства поверки:
- калибратор универсальный Н4-17 (рег. № 46628-11);
- магазин сопротивления Р4831 (рег. № 6332-77);
- вольтметр универсальный цифровой GDM-78261 (рег. № 52669-13);
- генератор сигналов специальной формы AFG72125 (рег. № 53065-13);
- частотомер электронно-счетный Ч3-85/3 (рег. № 32359-06).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке и (или) в соответствующий раздел формуляра.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 "ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения".
ГОСТ 8.022-91 "ГСИ. Государственный первичный эталон и государственная поверочная схема для средств измерений силы постоянного электрического тока в диапазоне от 110-16 до 30 А".
ГОСТ 8.027-2001 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений постоянного электрического напряжения и электродвижущей силы".
ГОСТ 8.129-2013 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений времени и частоты".
ТУ 4252-020-45857235-2014 "Программно-технический комплекс микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станций "Шнейдер Электрик". Технические условия" с изменением №5 от 30.05.2016 г.
![Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станции "Шнейдер Электрик"](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станции "Шнейдер Электрик"")
66590-17: Методика поверки МП2064-0116-2016Скачать9.2 Мб