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 комплексов основан на приеме и преобразовании сигналов, поступающих от ПИП, с последующим вычислением, обработкой и архивированием значений параметров технологических процессов.
Комплексы предусматривают возможность:
- приема электрических унифицированных сигналов от аналоговых, дискретных и интеллектуальных устройств, измерительных преобразователей и датчиков технологических параметров нижнего уровня комплекса автоматизации;
- взаимодействия с другими информационно-измерительными, управляющими и смежными системами и оборудованием объекта по проводным и волоконно -оптическим линиям связи (ВОЛС);
- автоматического дистанционного и ручного управления технологическим оборудованием и исполнительными механизмами;
- выявления отклонений технологического процесса от заданных режимов и аварийных ситуаций;
- реализации противоаварийной и технологической защиты;
- управления световой и звуковой сигнализацией;
- отображения необходимой информации о ходе технологического процесса (ТП) и состоянии оборудования;
- формирования баз данных заданных технологических параметров;
- архивирования заданных технологических параметров, событий и действий оперативно - диспетчерского персонала;
- защиты от несанкционированного доступа (НСД);
- диагностики каналов связи и оборудования;
- автоматического включения резервного оборудования;
- сохранения настроек при отказе и отключении электропитания.
Комплексы являются проектно-компонуемым изделием. В зависимости от исполнения, в состав комплекса входит следующее типовое оборудование:
1) первичные измерительные преобразователи технологических параметров в сигналы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА или в электрическое сопротивление (в диапазоне от 30 до 180 Ом);
2) промежуточные измерительные преобразователи, осуществляющие нормализацию сигналов и гальваническую развязку цепей первичных измерительных преобразователей (исполнительных устройств) и входных цепей аналоговых модулей ввода/вывода;
3) аналоговые модули ввода/вывода, производящие аналого-цифровые и цифро-аналоговые преобразования. Модули предназначены для совместной работы по внешней шине с контроллерами программируемыми логическими Modicon Quantum, Modicon M340 и Modicon M580.
Измерительные каналы (ИК) комплексов строятся на базе программируемых логических контроллеров и по составу разделяются на 5 видов.
Измерительный канал вида 1 имеет структуру: первичный измерительный преобразователь с выходным сигналом постоянного тока стандартного диапазона от 4 до 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.
Измерительный канал вида 2 имеет структуру: первичный измерительный преобразователь с выходным сигналом постоянного тока стандартного диапазона от 4 до 20 мА - модуль ввода аналоговых сигналов. Основные метрологические характеристики первичных измерительных преобразователей приведены в таблице 1. Перечень возможных модулей ввода аналоговых сигналов приведен в таблице 3.
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 приведены в таблице 1. Перечень возможных промежуточных измерительных преобразователей приведен в таблице 2. Перечень возможных модулей ввода аналоговых сигналов приведен в таблице 3.
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.
Измерительный канал вида 5 состоит только из модуля вывода аналоговых сигналов. Перечень возможных модулей вывода аналоговых сигналов приведен в таблице 4.
| Функциональное назначение первичного измерительного преобразователя | Пределы допускаемой приведенной погрешности, % от диапазона измерений | Пределы допускаемой абсолютной погрешности |
| ПИП избыточного давления нефти/нефтепродукта | ±0,1 | - |
| ПИП избыточного давления жидких сред, за исключением нефти/нефтепродукта | ±0,2 | - |
| ПИП избыточного давления/разрежения газа | ±0,4 | - |
| ПИП перепада давления нефти/нефтепродуктов | ±0,4 | - |
| ПИП перепада давления жидких сред вспомогательных систем | ±0,4 | - |
| ПИП силы тока, напряжения, мощности | ±1,0 | - |
| ПИП виброскорости | ±10,0 | - |
| ПИП уровня загазованности атмосферы парами углеводородов, % НКПРП* | ±5,0 | - |
| ПИП измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых расходомеров, поверенных имитационным (беспроливным) методом | ±1,0 | - |
| ПИП измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых расходомеров, поверенных проливным методом со сличением показаний расходомера с эталоном | ±0,5 | - |
| ПИП измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых расходомеров, поверенных имитационным (беспроливным) методом | ±0,5 | - |
| ПИП измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых расходомеров, поверенных проливным методом со сличением показаний расходомера с эталоном | ±0,3 | - |
| ПИП измерения силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА | ±0,1 | - |
| 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/нефтепродукта в трубопроводах | - | ±0,5 °С |
| ПИП температуры стенки трубы накладной | - | ±1,0 °С |
| ПИП температуры других сред | - | ±2,0 °С |
| ПИП многоточечный температуры нефти/нефтепродукта в резервуаре | - | ±0,2 °С |
| * НКПРП - Нижний концентрационный предел распространения пламени |
| Наименование средства измерений | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде |
| Преобразователи измерительные IM, IMS, MK | 49765-12 |
| Преобразователи измерительные IMX12, исп. IMX12-AI, IMX12-AO, IMX12-TI | 65278-16 |
| Преобразователи измерительные MACX | 68653-17 |
| Преобразователи измерительные MACX MCR | 82253-21 |
| Преобразователи измерительные S, K, H | 65857-16 |
| Преобразователи измерительные ввода вывода ACT20X | 60310-15 |
Таблица 3 - Модули ввода аналоговых сигналов
| Тип модуля | Наименование средства измерений | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде |
| BMXAMI0810RU | Модули аналоговые серии BMX-... -RU | 71109-18 |
| BMXAMI0410RU |
| BMXAMI0810 | Модули аналоговые серии BMX, BME, РМЕ | 67370-17 |
| BMXAMI0410 |
| 140ACI03000 | Модули аналоговые серии Modicon | 18649-09 |
| 140AVI03000 |
| 140ACI04000 |
Таблица 4 - Модули вывода аналоговых сигналов
| Тип модуля | Наименование СИ | Регистрационный номер |
| BMXAMO0410RU | Модули аналоговые серии BMX-. -RU | 71109-18 |
| BMXAMO0410 | Модули аналоговые серии BMX, BME, РМЕ | 67370-17 |
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской (серийный) номер, идентифицирующий каждый экземпляр средства измерений, наносится на металлическую табличку с помощью металлографии или гравировки, табличка с наименованием комплекса и серийным номером наклеена на обратной стороне дверцы шкафа, в верхней части. Номер имеет цифровое обозначение, состоящее из сочетания арабских цифр.
механические замки Рисунок 1 - Общий вид шкафов комплекса
Пломбирование комплексов не предусмотрено. Механическая защита комплексов основана на использовании встроенного механического замка на дверях шкафов, в которых монтируются компоненты комплексов.
Программное обеспечение
Программное обеспечение комплексов (далее - ПО «ПТК МПСА НПС «Шнейдер Электрик») разделено на 2 группы - встроенное ПО контроллеров ПТК МПСА «Шнейдер Электрик» и внешнее, устанавливаемое на персональный компьютер, - ПО «OPC Factory Server» или ПО «Proficy iFix OPC Client» или ПО «MBE Driver» или ПО «Alpha.Server».
Выбор внешнего ПО зависит от вида измерительного канала.
ПО «OPC Factory Server» - программа, представляющая собой сервер данных, полученных с контроллера, и предоставляющая их клиентам по ОРС-стандарту.
ПО «Proficy iFix OPC Client» - программа, представляющая собой сервер данных, полученных с контроллера, и предоставляющая их клиентам (в т.ч. по ОРС-стандарту).
ПО «MBE Driver» - программа, представляющая собой сервер данных, полученных с контроллера, и предоставляющая их клиентам (в т.ч. по ОРС-стандарту).
ПО «Alpha.Server» - программа, представляющая собой сервер данных, полученных с контроллера, и предоставляющая их клиентам (в т.ч. по ОРС-стандарту).
Встроенное ПО контроллера ПТК МПСА «Шнейдер Электрик» устанавливается в энергонезависимою память контроллеров в производственном цикле на заводе-изготовителе. Текущие значения идентификационных признаков конкретного экземпляра контроллера устанавливается в процессе первичной поверки комплекса.
Идентификационные данные метрологически значимого ПО приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Идентификационные данные внешнего программного обеспечения ПО «ПТК МПСА НПС «Шнейдер Электрик»_
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | Значение | Значение | Значение |
| Наименование программного обеспечения | ПО «OPC Factory Server» | ПО «Proficy iFix OPC Client» | ПО «MBE Driver» | ПО «Alpha.Server» |
| Идентификационное наименование ПО | OPC Factory Server - [Server Status] | Proficy iFix OPC Client | MBE I/O Server | Alpha.Server |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | не ниже V3.60.3108.0 | не ниже v7.46g | не ниже v7.46d | не ниже 4.12.1.29174 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | - | - | - | - |
ПО «ПТК МПСА НПС «Шнейдер Электрик», предназначенное для управления работой модулей и предоставления 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 компоненты каналов.
Уровень защиты ПО «ПТК МПСА НПС «Шнейдер Электрик» «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 6 - Метрологические характеристики входных измерительных каналов комплексов с учетом погрешности первичных измерительных преобразователей
| Наименование характеристики | Пределы допускаемой погрешности измерений |
| - канал измерения избыточного давления нефти/нефтепродуктов | ±0,15 % от диапазона (прив.) |
| - канал измерения избыточного давления жидких сред, за исключением нефти/нефтепродукта | ±0,3 % от диапазона (прив.) |
| - канал измерения избыточного давления/разрежения газа | ±0,6 % от диапазона (прив.) |
| - канал измерения перепада давления нефти/нефтепродукта | ±0,6 % от диапазона (прив.) |
| - канал измерения перепада давления жидких сред вспомогательных систем | ±0,6 % от диапазона (прив.) |
| - канал измерения силы тока, напряжения, мощности | ±1,5 % от диапазона (прив.) |
| - канал измерения виброскорости | ±15 % от диапазона (прив.) |
| Наименование характеристики | Пределы допускаемой погрешности измерений |
| - канал измерения загазованности атмосферы парами углеводородов, % НКПРП* | ±7,5 % от диапазона (прив.) |
| - канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых расходомеров, поверенных имитационным (беспроливным) методом | ±1,5 % от диапазона (прив.) |
| - канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых расходомеров, поверенных проливным методом со сличением показаний расходомера с эталоном | ±0,75 % от диапазона (прив.) |
| - канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых расходомеров, поверенных имитационным (беспроливным) методом | ±0,75 % от диапазона (прив.) |
| - канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых расходомеров, поверенных проливным методом со сличением показаний расходомера с эталоном | ±0,45 % от диапазона (прив.) |
| - канал измерения силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА | ±0,15 % от диапазона (прив.) |
| - канал измерения осевого смещения ротора | ±0,15 мм (абс.) |
| - канал измерения уровня нефти/нефтепродукта в резервуаре РП | ±4,5 мм (абс.) |
| - канал измерения уровня жидкости во вспомогательных емкостях | ±15 мм (абс.) |
| - канал измерения температуры нефти/нефтепродукта в трубопроводах | ±0,75 °С (абс.) |
| - канал измерения температуры стенки трубы накладной | ±1,5 °С (абс.) |
| - канал измерения температуры других сред | ±3,0 °С (абс.) |
| - канал многоточечный измерения температуры нефти/нефтепродукта в резервуаре | ±0,3 °С (абс.) |
| * НКПРП - Нижний концентрационный предел распространения пламени |
Таблица 7 - Метрологические характеристики выходных измерительных каналов комплексов типа «4-20 мА униполярный»:_
| Наименование характеристики | Пределы допускаемой погрешности измерений |
| - канал цифро-аналогового преобразования силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА | ±0,25 % от диапазона (прив.) |
Таблица 8 - Основные технические характеристики комплексов
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазоны измерений 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 20000 |
| - 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 (с учетом понижения токовым трансформатором) , А | от 0 до 5 |
| - напряжения нагрузки, В | от 0 до 12000 |
| - сопротивления, Ом | от 30 до 180 |
| - силы тока, мА | от 4 до 20 |
| - мощность, Вт | от 0 до 40000000 |
| Рабочие условия эксплуатации первичных измерительных преобразователей: |
| - температура окружающего воздуха, °С | от -60 до +60 |
| - относительная влажность при температуре +3 0 °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 30 до 90 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 |
| Назначенный срок службы, лет, не менее | 20 |
| Масса одного шкафа, кг, не более | 320 |
| Габаритные размеры одного шкафа, мм, не более | 2000*1200x1000 |
| Максимальное количество ИК для одного шкафа | 192 |
Знак утверждения типа
наносится на табличку шкафа и на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность
Таблица 9 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество (шт.) |
| Комплекс программно-технический | | |
| микропроцессорной системы автоматизации | | |
| нефтеперекачивающей станции «Шнейдер | - | количество |
| Электрик": | | в |
| | | соответстви |
| первичные измерительные преобразователи (тип | - | и с заказом |
| и количество в соответствии с заказом) | | |
| модули измерительные: | | |
| модуль ввода аналоговых сигналов | | |
| BMXAMI0810 | | |
| (по заказу); | | |
| модуль вывода аналоговых сигналов | - | |
| BMXAMO0410 | | |
| (по заказу); | | |
| модуль ввода аналоговых сигналов | - | |
| BMXAMI0810RU | | |
| (по заказу); | | |
| модуль вывода аналоговых сигналов | - | |
| BMXAMO0410RU | | |
| (по заказу); | | |
| модуль ввода аналоговых сигналов | - | |
| серии Modicon 140ACI03000, 140AVI03000, | | |
| 140ACI04000 (по заказу); | - | |
| модуль вывода аналоговых сигналов | | |
| серии Modicon 140ACO02000 (по заказу) | | |
| Преобразователи измерительные IM, IMS, MK | - | |
| (по заказу); | | |
| Преобразователи измерительные IMX12, исп. | - | |
| IMX12-AI, IMX12-AO, IMX12-TI | | |
| (по заказу); | | |
| Преобразователи измерительные MACX | - | |
| (по заказу); | | |
| Преобразователи измерительные S, K, H | - | |
| (по заказу) | | |
| Комплект ЗИП | - | 1 |
| Комплект эксплуатационных документов: | | |
| Руководство по эксплуатации | ВЛТЦ.425200.007.РЭ | 1 |
| Формуляр | 4252-020-45857235-2021 ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в п. 2.5 «Использование МПСА МНС+ПНС» Руководства по эксплуатации ВЛТЦ.425200.007.РЭ
Нормативные документы, устанавливающие требования к комплексам программнотехническим микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станции «Шнейдер Электрик”
Приказ Росстандарта от 01 октября 2018 г. № 2091 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений силы постоянного тока в диапазоне от 1 • 10-16 до 100 А».
Приказ Росстандарта от 30 декабря 2019 года № 3456 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений электрического сопротивления постоянного и переменного тока».
ТУ 4252-020-45857235-2014 Программно-технические комплексы
микропроцессорных систем автоматизации нефтеперекачивающей станции «Шнейдер Электрик». Технические условия.
83975-21: Методика поверкиСкачать10.0 Мб