Назначение
Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станции «Шнейдер Электрик» (далее - комплексы) предназначены для измерения и контроля параметров технологических процессов и управления положением или состоянием исполнительных механизмов, путем измерения и генерации силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА и измерения электрического сопротивления от первичных измерительных преобразователей (ПИП).
Описание
Принцип действия комплекса основан на приеме и преобразовании сигналов поступающих от 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 нижнего уровня комплекса автоматизации;
- 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;
- реализация ПАЗ, ТЗиБ;
- управление световой и звуковой сигнализацией;
- отображение необходимой информации о ходе технологического процесса (ТП) и состоянии оборудования;
- формирование трендов заданных технологических параметров;
- 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-компонуемым изделием. В зависимости от исполнения, в состав комплекса входит следующее типовое оборудование:
- автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора с горячим резервированием;
- АРМ-инженера;
- шкаф центрального процессора (далее - ШКЦ) с горячим резервированием;
- шкаф устройства связи с объектом (далее - УСО);
- шкаф вторичной аппаратуры (далее - ШВП);
- шкаф блока ручного управления (далее - БРУ);
- шкаф первичных преобразователей (далее - ШИП).
Приборные шкафы комплексов расположены вне взрывоопасных зон промышленного объекта. Связь с оборудованием и преобразователями, установленными во взрывоопасной зоне, осуществляется через искробезопасные цепи.
Измерительные каналы (ИК) комплексов строятся на базе программируемых логических контроллеров и в общем случае состоят из:
1) первичных измерительных преобразователей технологических параметров утвержденных типов в сигналы постоянного тока «4-20 мА» или в электрическое сопротивление (в диапазоне от 30 до 180 Ом);
2) промежуточных измерительных преобразователей, осуществляющих нормализацию сигналов и гальваническую развязку цепей первичных измерительных преобразователей (исполнительных устройств) и входных цепей аналоговых модулей ввода/вывода;
3) Аналоговых модулей ввода/вывода, производящих аналого-цифровые и цифро-аналоговые преобразования. Модули предназначены для совместной работы по внешней шине с контроллерами программируемыми логическими Modicon Quantum и Modicon M340;
4) АРМ оператора, предназначенного для визуализации технологического процесса, формирования отчетных документов и хранения архивов данных.
ИК комплексов по компонентному составу разделяются на 5 видов.
Измерительный канал вида 1 имеет структуру: первичный измерительный преобразователь с выходным сигналом постоянного тока стандартного диапазона «4 -20 мА» - промежуточный измерительный преобразователь с гальванической развязкой - модуль ввода аналоговых сигналов. Основные метрологические характеристики первичных измерительных преобразователей утвержденных типов приведены в таблице 1. Перечень возможных промежуточных измерительных преобразователей приведен в таблице 2. Перечень возможных модулей ввода аналоговых сигналов приведен в таблице 3.
Примечание: Состав ИК зависит от конкретного исполнения.
Таблица 1 - Метрологические характеристики первичных измерительных преобразователей
| Функциональное назначение первичного измерительного преобразователя | Пределы допускаемой приведенной погрешности, | Пределы допускаемой абсолютной погрешности |
| ПИП избыточного давления нефти/нефтепродуктов, сред вспомогательных систем (кроме воздуха) | ±0,1 % | - |
| ПИП избыточного давления/разрежения воздуха | ±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 нефти/нефтепродуктов, % НКПРП* | ±5,0 % | - |
| ПИП измерения расхода нефти/нефтепродуктов | ±0,75 % | - |
| 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 других сред | - | ±2,0 °С |
| * НКПРП - Нижний концентрационный предел распространения пламени |
Таблица 2 - Промежуточные измерительные преобразователи
| Тип СИ | Наименование СИ | Регистрационный номер |
| IM34-12EX-CRI/K63 | Преобразователи измерительные серий IM, IMS, MK | 49765-12 |
| группа IM31 |
| группа IM33 |
| IMS-AI-UNI/24VDC |
| IMS-TI-PT100/24VDC |
| IM43-14-CDRI |
| KFD2-STC4-Ex1.H | Преобразователи измерительные тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К | 22153-14 |
| KFD2-STC4-Ex1.20 |
| KFD2-CR4-1.20 |
| MCR-FL | Преобразователи измерительные MCR-FL | 56372-14 |
| MINI MSR-SL-I-I(-SP) | Преобразователи измерительные MINI | 55662-13 |
| MACX | Преобразователи измерительные MACX | 55661-13 |
| MACX MCR (-EX)-SL | Преобразователи сигналов измерительные MACX MCR(-EX)-SL | 54711-13 |
| MASCX MCR-UI-UI (-UP)(-SP)(-NC) | Преобразователи измерительные MACX | 55661-13 |
Таблица 3 - Модули ввода аналоговых сигналов
| Тип СИ | Наименование СИ | Регистрационный номер |
| BMXAMI0410 | Модули аналоговые | 49662-12 |
| BMXAMI0810 |
| BMXAMI0800 |
| BMXAMI0410H |
| 140ACI03000 | Контроллеры программируемые логические PLC Modicon | 18649-09 |
| 140AVI03000 |
| 140ACI04000 |
| 140ARI03010 |
| 140AММ09000 |
Измерительный канал вида 2 имеет структуру: первичный измерительный преобразователь с выходным сигналом постоянного тока стандартного диапазона «4 -20 мА» - модуль ввода аналоговых сигналов. Основные метрологические характеристики первичных измерительных преобразователей утвержденных типов приведены в таблице 1. Перечень возможных модулей ввода аналоговых сигналов приведен в таблице 3.
Примечание: Состав ИК зависит от конкретного исполнения.
Измерительный канал вида 3 имеет структуру: первичный измерительный преобразователь температуры, представляющий собой термопреобразователь сопротивления -промежуточный измерительный преобразователь с гальванической развязкой - модуль ввода аналоговых сигналов. Основные метрологические характеристики ПИП температуры утвержденного типа приведены в таблице 1. Перечень возможных промежуточных измерительных преобразователей приведен в таблице 2. Перечень возможных модулей ввода аналоговых сигналов приведен в таблице 3.
Примечание: Состав ИК зависит от конкретного исполнения.
Измерительный канал вида 4 имеет структуру: модуль вывода аналоговых сигналов -промежуточный измерительный преобразователь с гальванической развязкой. Перечень возможных промежуточных измерительных преобразователей приведен в таблице 2. Перечень возможных модулей вывода аналоговых сигналов приведен в таблице 4.
Примечание: Состав ИК зависит от конкретного исполнения.
Измерительный канал вида 5 состоит только из модуля вывода аналоговых сигналов. Перечень возможных модулей вывода аналоговых сигналов приведен в таблице 4.
Примечание: Состав ИК зависит от конкретного исполнения.
Таблица 4 - Модули вывода аналоговых сигналов
| Тип СИ | Наименование СИ | Регистрационный номер |
| BMXAMO0210 | Модули аналоговые | 49662-12 |
| BMXAMO0210Н |
| BMXAMO0410 |
| BMXAMO0802 |
| 140ACO02000 | Контроллеры программируемые логические PLC Modicon | 18649-09 |
| 140AVO02000 |
| 140ACO13000 |
Программное обеспечение
Программное обеспечение «Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станции «Шнейдер Электрик» (далее - ПО «ПТК МПСА НПС «Шнейдер Электрик»), можно разделить на 2 группы - ВПО контроллеров ПТК МПСА НПС «Шнейдер Электрик» и внешнее, устанавливаемое на персональный компьютер - ПО «OPC Factory Server» или ПО «MBE Driver».
Примечание: Выбор внешнего ПО зависит от конкретного исполнения.
ВПО контроллера ПТК МПСА НПС «Шнейдер Электрик» устанавливается в энергонезависимою память контроллеров в производственном цикле на заводе-изготовителя. Текущие значения идентификационных признаков конкретного экземпляра контроллера устанавливается в процессе первичной поверки комплекса.
ПО «OPC Factory Server» - программа, представляющая собой сервер данных полученных с контроллера и предоставляющая их клиентам по ОРС-стандарту.
ПО «MBE Driver» - программа, представляющая собой сервер данных полученных с контроллера и предоставляющая их клиентам (в т.ч. по ОРС-стандарту).
Идентификационные данные метрологически значимого ПО приведены в таблице 6.
Таблица 6 - Идентификационные данные внешнего программного обеспечения ПО «ПТК МПСА НПС «Шнейдер Электрик»_
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | Значение |
| Наименование программного обеспечения | ПО «OPC Factory Server» | ПО «MBE Driver» |
| Идентификационное наименование ПО | OPC Factory Server -[Server Status] | MBE I/O Server |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | не ниже V3.50.2905.0 | не ниже v7.46b |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | - | - |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | - | - |
ПО «ПТК МПСА НПС «Шнейдер Электрик», предназначенное для управления работой модулей и предоставление 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 компонента комплекса. Уровень защиты ПО «ПТК МПСА НПС «Шнейдер Электрик» - «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 7 - Основные технические характеристики комплексов
| Наименование | Значение |
| 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 10000 |
| - 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 тока, потребляемого нагрузкой, А | от 0 до 5 |
| - напряжения нагрузки, В | от 0 до 380 |
| - сопротивления, Ом | от 30 до 180 |
| - силы тока, мА | от 4 до 20 |
| Рабочие условия эксплуатации первичных измерительных преобразователей: |
| - температура окружающего воздуха, °С | от -40 до +60 |
| - относительная влажность при температуре + 30 °С, % | от 30 до 95 без конденсации влаги |
| - атмосферное давление, кПа | от 84 до 107 |
| Рабочие условия эксплуатации промежуточных измерительных преобразователей и модулей ввода/вывода: |
| - температура окружающего воздуха, °С | от 0 до +40 |
| - относительная влажность при температуре + 30 °С, % | от 40 до 80 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 |
| Потребляемая мощность одного шкафа, В А, не более | 1500 |
| Назначенный срок службы, лет | 20 |
| Масса одного шкафа, кг, не более | 320 |
| Г абаритные размеры одного шкафа, мм, не более | 2400х1600х1000 |
| Максимальное количество ИК для одного шкафа | 176 |
Таблица 8 - Основные метрологические характеристики входных измерительных каналов с учетом погрешности первичных преобразователей_
| Наименование | Пределы допускаемой приведенной погрешности |
| - канал измерения избыточного давления нефти/нефтепродуктов, жидких сред вспомогательных систем (кроме давления газа) | ±0,15 % от диапазона |
| - канал измерения избыточного давления/разрежения газа | ±0,6 % от диапазона |
| - канал измерения перепада давления нефти/нефтепродукта | ±0,6 % от диапазона |
| - канал измерения перепада давления сред вспомогательных систем | ±0,6 % от диапазона |
| - канал измерения силы тока, напряжения, мощности | ±1,5 % от диапазона |
| - канал измерения виброскорости | ±15 % от диапазона |
| - канал измерения загазованности воздуха парами нефти/нефтепродуктов, % НКПРП* | ±7,5 % от диапазона |
| - канал измерения расхода нефти/нефтепродуктов | ±0,75 % от диапазона |
| - канал измерения осевого смещения ротора | ±0,15 мм |
| - канал измерения уровня нефти/нефтепродукта в резервуаре резервуарного парка | ±4,5 мм |
| - канал измерения уровня жидкости во вспомогательных емкостях | ±15 мм |
| - канал измерения температуры нефти/нефтепродукта в трубопроводах | ±0,75 ° С |
| - канал измерения температуры других сред | ±3 ° С |
| - канал измерения силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА | ±0,15 % от диапазона |
| * НКПРП - Нижний концентрационный предел распространения пламени |
Таблица 9 - Основные метрологические характеристики выходных измерительных каналов типа «4 - 20 мА униполярный»:
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерительного канала, %, при использовании модулей вывода аналоговых сигналов: |
| | 140АС002000; | ВМХАМ00210; |
| ВМХАМ00410 | 140ACO13000; | BMXAMO0210Н; |
| | 140AVO02000 | ВМХАМ00802 |
| ±0,15 | ±0,10 | ±0,25 |
Знак утверждения типа
наносится на табличку шкафа и на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность
Таблица 10
| Наименование | Кол. (шт.) |
| Комплекс программно-технический микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станции «Шнейдер Электрик» | 1 |
| Комплект ЗИП | 1 |
| Методика поверки | 1 |
| Комплект эксплуатационных документов | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 65637-16 «Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станции «Шнейдер Электрик». Методика поверки», утвержденной ФБУ «ЦСМ Татарстан» 12 октября 2016 г. Основные средства поверки:
- калибратор процессов многофункциональный Fluke-726 или аналог с метрологическими характеристиками не хуже:
воспроизведение (0-24) мА, погрешность ±(0,01 % + 2 ед. мл.р.); измерение (0-52) мА, погрешность ±(0,01% + 2 ед. мл.р.), Рег. № 52221-12;
- магазин сопротивлений Р4831, (от 0 до 100000 Ом), КТ 0,02, Рег. № 6332-77. Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке комплекса.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»
ТУ 4252-020-45857235-2014 «Программно-технические комплексы микропроцессорных систем 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"")
65637-16: Методика поверкиСкачать1.1 Мб