Назначение
Система измерительная Кстовской нефтебазы ООО «ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт» (далее - ИС) предназначена для измерений параметров технологического процесса (давления, температуры, нижнего концентрационного предела распространения пламени (далее - НКПР), объемного расхода, массового расхода), формирования сигналов управления и регулирования.
Описание
Принцип действия ИС основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи комплексов измерительно-вычислительных и управляющих на базе платформы Logix на базе контроллеров ControlLogix (серия 1756) (далее - ControlLogix) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (далее - регистрационный номер) 42664-09) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам (далее - ИК) от первичных и промежуточных измерительных преобразователей (далее -ИП).
ИС состоит из ИК, системы измерений массы и объема нефтепродуктов в резервуаре СИМОН-2 (регистрационный номер 34967-07) (предназначенной для измерения массы нефтепродуктов в резервуарах нефтебазы косвенным методом (резервная схема учета)), сервера и операторских станций управления.
ИС осуществляет измерение параметров технологического процесса следующим образом:
- первичные ИП преобразуют текущие значения параметров технологического процесса в аналоговые унифицированные электрические сигналы силы постоянного тока от 4 до 20 мА и цифровые сигналы;
- аналоговые унифицированные электрические сигналы силы постоянного тока от 4 до 20 мА от первичных ИП поступают на входы преобразователей измерительных ввода-вывода ACT20X (далее - ACT20X) (регистрационный номер 60310-15);
- аналоговые унифицированные электрические сигналы силы постоянного тока от 4 до 20 мА от ACT20X поступают на входы модулей 1756-IF16 ControlLogix (далее - 1756-IF16);
- цифровые сигналы от первичных ИП поступают на цифровые входы модулей ControlLogix.
Сигналы управления и регулирования (аналоговые сигналы силы постоянного тока от 4 до 20 мА) генерируются модулями 1756-OF8 ControlLogix (далее - 1756-OF8).
Цифровые коды, преобразованные посредством модулей ввода аналоговых сигналов в значения физических параметров технологического процесса, отображаются на мнемосхемах мониторов операторских станций управления в виде числовых значений, гистограмм, трендов, текстов, рисунков и цветовой окраски элементов мнемосхем, а также интегрируется в базу данных ИС.
Состав средств измерений, входящих в состав первичных ИП ИК, указан в таблице 1.
| Таблица 1 - Средства измерений, входящие в состав первичных ИП | ИК |
| Наименование ИК | Наименование первичного ИП ИК | Регистрационный номер |
| ИК давления | Датчик давления Метран-150 (модель 150TG код диапазона 3) (далее - Метран-^OTG) | 32854-13 |
| ИК температуры | Термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR (модель TR62) (далее -TR62) | 49519-12 |
| Преобразователь измерительный серии iTEMP TMT (модель TMT82) (далее - TMT82) | 57947-14 |
| ИК НКПР | Газоанализатор СГОЭС (исполнение СГОЭС пропан) (далее - СГОЭС) | 32808-09 |
| ИК объемного расхода | Расходомер массовый Promass (первичный преобразователь расхода Promass F с электронным преобразователем 83) (далее -Promass 83F), диаметр условного прохода 8 мм | 15201-11 |
| Счетчик-расходомер массовый Micro Motion (первичный преобразователь модели CMF300 с электронным преобразователем 2700) (далее -CMF300) | 45115-16 |
| ИК массового расхода | Promass 83F, диаметр условного прохода 8 мм | 15201-11 |
| CMF300 | 45115-16 |
ИС выполняет следующие функции:
- автоматизированное измерение, регистрация, обработка, контроль, хранение и индикация параметров технологического процесса;
- предупредительная и аварийная сигнализация при выходе параметров технологического процесса за установленные границы и при обнаружении неисправности в работе оборудования;
- управление технологическим процессом в реальном масштабе времени; противоаварийная защита оборудования установки;
- отображение технологической и системной информации на операторской станции управления;
- накопление, регистрация и хранение поступающей информации;
- самодиагностика;
- автоматическое составление отчетов и рабочих (режимных) листов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа программным средствам и изменения установленных параметров.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) ИС обеспечивает реализацию функций ИС.
Защита ПО ИС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификационные данные ПО ИС приведены в таблице 2.
| Идентиф икационные данные (признаки) | Значение |
| Идентиф икационное наименование ПО | CitectSCADA | Петроникс-НБ |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 7.40 | не ниже 2.1.5.6283 |
| Цифровой идентификатор ПО | - | 9776795E78982EFF6C390E96E81E32A72697AAB3 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | - | SHA-1 |
ПО ИС защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий.
Уровень защиты ПО ИС «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Основные технические характеристики ИС представлены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИС
| Наименование характеристики | Значение |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 380+57; 220-32 50±1 |
| Потребляемая мощность, кВ • А, не более | 20 |
| Габаритные размеры отдельных шкафов, мм, не более: - ширина - высота - глубина | 1000 2000 1000 |
| Масса отдельных шкафов, кг, не более | 400 |
| Условия эксплуатации: а) температура окружающей среды, °С: - в месте установки вторичной части ИК - в местах установки первичных ИП ИК б) относительная влажность, %, не более в) атмосферное давление, кПа | от +15 до +25 от -40 до +50 от 30 до 80, без конденсации влаги от 84,0 до 106,7 кПа |
| Примечание - ИП, эксплуатация которых в указанных диапазонах температуры окружающей среды и относительной влажности не допускается, эксплуатируются при температуре окружающей среды и относительной влажности, указанных в технической документации на данные ИП. |
Метрологические характеристики ИК ИС приведены в таблице 4.
| Метрологические характеристики ИК | Метрологические характеристики измерительных компонентов ИК |
| Первичный ИП | Вторичный ИП |
| Наименование ИК | Диапазоны измерений | Пределы допускаемой основной погрешности | Тип (выходной сигнал) | Пределы допускаемой основной погрешности | Тип барьера искро- защиты | Типа модуля ввода/вывода | Пределы допускаемой основной погрешности |
| ИК давления | от 0 до 1,6 МПа | у: ±0,24 % | Метран-150Т0 (от 4 до 20 мА) | у: ±0,075 % | ACT20X | 1756-IF16 | у: ±0,20 % |
| ИК температуры | от -50 до +60 °С | А: ±0,43 °С | TR62 (НСХ Pt100) с TMT82 (от 4 до 20 мА) | TR62: А: ±(0,15+0,002• |t|), °С; TMT82: А: ±0,14 °С (АЦП) и у: ±0,03 % (ЦАП) |
| ИК НКПР | от 0 до 100 % НКПР | А: ±5 % НКПР (в диапазоне от 0 до 50 % НКПР); 5: ±10 % (в диапазоне от 50 до 100 % НКПР) | СГОЭС (от 4 до 20 мА) | А: ±5 % НКПР (в диапазоне от 0 до 50 % НКПР); 5: ±10 % (в диапазоне от 50 до 100 % НКПР) | - | ControlLogix | - |
| ИК объемного расхода | от 0,03 до 2,00 м3/ч1) | 5: ±0,10 % (±0,25 %2)) | Promass 83F (цифровой) | 5: ±0,10 % (±0,25 %2)) |
| от 6,82 до 272,00 м3/ч1) | 5: ±0,11 % (±0,25 %3)) | CMF300 (цифровой) | 5: ±0,11 % (±0,25 %3)) |
| ИК массового 4) расхода ; | от 30 до 2000 кг/ч1) | 5: ±0,10 % (±0,25 %2)) | Promass 83F (цифровой) | 5: ±0,10 % (±0,25 %2)) |
| от 6820 до 272000 кг/ч1) | 5: ±0,10 % (±0,25 %3)) | CMF300 (цифровой) | 5: ±0,10 % (±0,25 %3)) |
| ИК воспроизведения силы тока | от 4 до 20 мА | у: ±0,10 % | - | - | - | 1756-OF8 | у: ±0,10 % |
^ Указан максимальный диапазон измерений (диапазон измерений может быть настроен на меньший диапазон в соответствии с эксплуатационной документацией на ИП ИК).
2) При поверке согласно МИ 3151-2008 или МИ 3272-2010.
3) При калибровке с помощью компакт-прувера, трубопоршневой установки, эталонов-2-го разряда или при поверке с помощью процедуры SMV.
4) Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта с помощью CMF300 при отпуске в автоцистерны (минимальная доза отгрузки 2 м3) составляют ±0,25 %.
Примечания
1 НСХ - номинальная статическая характеристика, АЦП - аналогово-цифровое преобразование, ЦАП - цифро-аналоговое преобразование.
2 Приняты следующие обозначения:
Д - абсолютная погрешность;
5 - относительная погрешность;
Y - приведенная погрешность (нормирующим значением для приведенной погрешности является разность между максимальным и минимальным значениями диапазона измерений); t - измеренная температура, °С.
3 Для расчета погрешности ИК в условиях эксплуатации:
- приводят форму представления основных и дополнительных погрешностей измерительных компонентов ИК к единому виду (приведенная, относительная, абсолютная);
- для каждого измерительного компонента ИК рассчитывают пределы допускаемых значений погрешности в условиях эксплуатации путем учета основной и дополнительных погрешностей от влияющих факторов.
Пределы допускаемых значений погрешности ДСИ измерительного компонента ИК в условиях эксплуатации рассчитывают по формуле
П
2
Д си=±<Д 2+Ед2
V i=0
где Д0 - пределы допускаемой основной погрешности измерительного компонента;
Д - погрешности измерительного компонента от г-го влияющего фактора в условиях эксплуатации при общем числе n учитываемых влияющих
1 факторов.
Для каждого ИК рассчитывают границы, в которых с вероятностью равной 0,95 должна находиться его погрешность ДИК в условиях эксплуатации, по
формуле
Дик =±иЧ1(Дси,)2 ,
V ,=0
где ДСи - пределы допускаемых значений погрешности ДСИ j-го измерительного компонента ИК в условиях эксплуатации.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Комплектность ИС представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность ИС
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерительная Кстовской нефтебазы ООО «ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт», заводской № 1 | - | 1 шт. |
| Паспорт | - | 1 экз. |
| Руководство по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 1605/1-311229-2018 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 1605/1-311229-2018 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерительная Кстовской нефтебазы ООО «ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт». Методика поверки», утвержденному
ООО Центр Метрологии «СТП» 16 мая 2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав ИС;
- калибратор многофункциональный MC5-R-IS (регистрационный номер 22237-08), диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА; пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон измерений силы постоянного тока от минус 100 до 100 мА, пределы допускаемой основной погрешности измерений ±(0,02 % показания + 1,5 мкА);
- установка поверочная средств измерений объема и массы УПМ-2000 (регистрационный номер 45711-10), номинальная вместимость при температуре плюс 20 °С - 2000 дм , пределы относительной погрешности при измерении массы ±0,04 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик ИС с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке ИС.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерительной Кстовской нефтебазы ООО «ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт»
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
72423-18: Методика поверки МП 1605/1-311229-2018Скачать739.5 Кб