Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станции "Шнейдер Электрик"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 23
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 2 года
Найдено поверителей 4

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.

Развернуть полное описание