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 и Modicon M340.
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.
С закрытой дверцей С открытой дверцей С закрытой дверцей С открытой дверцей Шкаф центрального контроллера (ШКЦ) Шкаф устройства связи с объектом (УСО)
Рисунок 1 - Внешний вид шкафов комплексов
Программное обеспечение
Идентификационные данные встроенного программного обеспечения (ПО) приведены в таблицах 1, 2.
Таблица 1 - Встроенное программное обеспечение процессорных модулей 140 CPUxxxxx 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 | - |
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.
Таблица 3 - Пределы допускаемой погрешности 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 воздуха) | I от 4 до 20 мА от 0 до 20 мА от - 20 до 20 мА от 0 до 21 мА | Y = ± 0,14 % | Y = ± 0,10 % |
| ИК избыточного давления воздуха | Y = ± 0,25 % | Y = ± 0,10 % |
| ИК перепада давления нефти/нефтепродукта | Y = ± 0,25 % | Y = ± 0,10 % |
| ИК перепада давления сред вспомогательных систем | 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 загазованности воздуха | А = ± 4,0 % НКПР | А = ± 2,0 % НКПР |
| ИК расхода нефти/нефтепродуктов | Y = ± 0,25 % | Y = ± 0,10 % |
| ИК осевого смещения ротора | А = ± 0,09 мм | А = ± 0,07 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 | Цифровой код | - | - |
| ИК температуры нефти/нефтепродукта (сигналы от термопреобразователей сопротивления) | R от 40 до 400 Ом | А = ± 0,46 0С | - |
| ИК температуры других сред (сигналы от термопреобразователей сопротивления) | А = ± 1,85 0С | - |
| ИК температуры других сред (сигналы от термопар) | U от - 10 до 80 мВ | А = ± 1,85 0С | - |
| ИК частоты следования импульсов | F от 1 до 60000 Гц | А = ± 1 Гц | А = ± 1 Гц |
| ИК количества импульсов | А = ± 1 имп | А = ± 1 имп |
| ИК потенциала | U от 0 до 10 В от 0 до 5 В от - 10 до 10 В от - 5 до 5 В | Y = ± 0,25 % | Y = ± 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 (приведены в таблице 5). |
Таблица 4 - Пределы допускаемой приведенной погрешности ИК вывода (воспроизведения) аналоговых сигналов
| Функциональное назначение ИК | Диапазоны воспроизведения | Пределы допускаемой 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 5 - Диапазоны измерения и контроля технологических параметров (при подключении к комплексам внешних первичных измерительных преобразователей)_
| Наименование технологического параметра | Диапазон |
| - избыточное давление, МПа | от 0 до 16 (с поддиапазонами) |
| - перепад давления, МПа | от 0 до 10 (с поддиапазонами) |
| - температура, °С | от - 150 до 1000 (с поддиапазонами) |
| - расход, м3/ч | от 0,1 до 10500 (с поддиапазонами) |
| - уровень, мм | от 0 до 23000 (с поддиапазонами) |
| - загазованность воздуха, % 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 (с поддиапазонами) |
| Примечание: комплексы являются проектно-компонуемыми изделиями; поэтому виды и диапазоны технологических параметров из приведенного в таблице перечня, измеряемые и контролируемые конкретным экземпляром 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 3) и предела допускаемой погрешности ПИП; при этом обе погрешности должны быть выражены в одинаковых единицах.
| Функциональное назначение ПИП | Пределы допускаемой основной погрешности ПИП |
| ПИП ИК избыточного давления нефти/нефтепродуктов, сред вспомогательных систем (кроме давления воздуха) | Y = ± 0,10 % |
| ПИП ИК избыточного давления воздуха, перепада давления нефти/нефтепродуктов, перепада давления сред вспомогательных систем | Y = ± 0,4 % |
| ПИП ИК силы тока, напряжения, мощности | Y = ± 1,0 % |
| ПИП ИК потенциала | Y = ± 0,30 % |
| ПИП ИК виброскорости | Y = ± 10 % |
| ПИП ИК частоты следования / количества импульсов | А = ± 1 Гц/А = ± 1 имп |
| ПИП ИК расхода | Y = ± 0,50 % |
| ПИП ИК загазованности воздуха | 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 |
Рабочие условия эксплуатации комплексов
- диапазон температуры окружающего воздуха, °С..............................от 5 до 40
(внутри шкафов с модулями ввода/вывода поддерживается нормальная температура 15 - 25 °С)
- относительная влажность при 30 °С без конденсации влаги, %................до 75
- атмосферное давление, кПа.........................................................от 84 до 106,7
Параметры электропитания от сети переменного тока частотой 50 Гц
- напряжение, В..........................................................................от 187 до 264
- мощность, потребляемая одним шкафом, В А, не более............................1100
Срок службы, лет, не менее..........................................................................20
Наработка на отказ, ч..............................................................................18000
Знак утверждения типа
наносится на табличку шкафа ШКЦ и на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность
Комплекс программно-технический микропроцессорной системы автоматизации
нефтеперекачивающей станции "Шнейдер Электрик" - 1 экз.
Комплект ЗИП - 1 комп.
Методика поверки МП2064-0100-2015 - 1 экз.
Сервисное ПО (на компакт-диске) - 1 экз.
Комплект эксплуатационных документов - 1 комп.
Поверка
осуществляется по документу МП2064-0100-2015"Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станции "Шнейдер Электрик". Методика поверки", утвержденному ФГУП "ВНИИМ им. Д.И. Менделеева" в октябре 2015 г.
Перечень эталонов, используемых при поверке:
- калибратор универсальный Н4-7,предел 20 мА, ± (0,004%1х+0,0004%1п);
предел 0,2 В, ± (0,002%Пх+0,0005%Ип); предел 20 В, ± (0,002%Их+0,00025%Ип);
(Номер в ФИФ по ОЕИ 22125-01)
- магазин сопротивления Р4831, диапазон от 10-2 до 106 Ом, кл. 0,02 (Номер в ФИФ по ОЕИ 6332-77);
- вольтметр универсальный цифровой GDM-78261,
предел 1 В, ± ( 0,0035Их + 0,0005Ип); предел 10 В, ± ( 0,0040U + 0,0007Ип).
(Номер в ФИФ по ОЕИ 52669-13)
- генератор сигналов специальной формы AFG72125, от 1 мГц до 25 МГц, ± 210-5;
(Номер в ФИФ по ОЕИ 53065-13)
- частотомер электронно-счетный Ч3-85/3, от 0,1 Гц до 100 МГц, 5F = (50 +5зап+7-10-9/1сч.) (Номер в ФИФ по ОЕИ 32359-06)
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке и (или) в соответствующий раздел паспорта.
Сведения о методах измерений
Методы измерений приведены в Руководстве по эксплуатации на комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станции "Шнейдер Электрик" 4252-020-45857235-2014 РЭ.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к комплексам программно-техническим микропроцессорной системы автоматизации
нефтеперекачивающей станции "Шнейдер Электрик”
1. ГОСТ Р 8.596-2002 "ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения".
2. 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.
3. ГОСТ 8.027-2001 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений постоянного электрического напряжения и электродвижущей силы.
4. ГОСТ 8.129-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений времени и частоты.
5. ТУ 4252-020-45857235-2014 "Программно-технический комплекс микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станций "Шнейдер Электрик". Технические условия" с изменением №3.
63432-16: Методика поверки МП 2064-0100-2015Скачать1.1 Мб