Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Комплексы программно-технические системы микропроцессорной автоматического регулирования давления нефтеперекачивающей станции "Спецэлектромеханика" Нет данных, ГРСИ 75485-19
Номер госреестра:
75485-19
Наименование СИ:
Комплексы программно-технические системы микропроцессорной автоматического регулирования давления нефтеперекачивающей станции "Спецэлектромеханика"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
АО "НПО "Спецэлектромеханика", г.Брянск
Межповерочный интервал:
2 года
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
02.07.2024
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 74367
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
системы микропроцессорной
нефтеперекачивающей станции
Комплексыпрограммно-технические
автоматического регулированиядавления
«Спецэлектромеханика»
Назначение средства измерений
Комплексы программно-технические системы микропроцессорной автоматического
регулирования давления нефтеперекачивающей станции «Спецэлектромеханика» (далее –
комплексы) предназначены для измерений сигналов силы постоянного тока и электрического
сопротивления постоянному току от первичных измерительных преобразователей, с
последующим контролем параметров технологических процессов (таких как уровень, расход,
температура, избыточное давление, давление-разрежение, перепад давления, довзрывоопасная
концентрация компонентов, сила и напряжение электрического тока, виброскорость, осевое
смещение,активная/полнаяэлектрическаямощность,электрическоесопротивление
постоянному току), для управления положением или состоянием исполнительных механизмов
и для формирования аналоговых сигналов регулирования параметров.
Описание средства измерений
Принцип действия комплексов основан на приеме и преобразовании сигналов,
поступающих от первичных измерительных преобразователей (далее - 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;
- 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;
- управление световой и звуковой сигнализацией;
- отображение необходимой информации о ходе технологического процесса (ТП) и
состоянии оборудования;
- 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-компонуемыми изделиями, состав, виды и количество
измерительных каналов (далее - ИК) определяется конкретным проектом.
В зависимости от исполнения, в состав комплексов входит следующее типовое
оборудование:
- автоматизированное рабочее место оператора (далее - АРМ);
- шкаф управления (далее - ШУ);
- шкаф частотных преобразователей (далее - ШЧП).
Конструктивно комплексы представляют собой аппаратные шкафы с установленным на
монтажныхрейкахэлектрооборудованием.Аппаратныешкафырасположенывне
взрывоопасных зон промышленного объекта. Связь с оборудованием и ПИП, установленными
во взрывоопасной зоне, осуществляется через искробезопасные цепи.
Лист № 2
Всего листов 8
Наименование
62041-15
Комплексы включают два основных уровня иерархии.
Средний уровень включает в себя средства измерений, перечень которых представлен в
таблице 1.
Таблица 1 - Компоненты среднего уровня
Регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде
Системы управления модульные B&R X2057232-14
Преобразователи измерительные IM, IMS, MK49765-12
Преобразователи измерительные MACX;68653-17
Преобразователи измерительные MACX MCR-SL64832-16
Преобразователи измерительные MCR-FL56372-14
Преобразователиизмерительныевходных и
выходных унифицированных сигналов PI-EX
Преобразователиизмерительныетокаи
напряжения с гальванической развязкой (барьеры22153-14
искрозащиты) К
Преобразователи измерительные S, K, Н65857-16
Преобразователи измерительные ввода-вывода
ACT20, MAS, MAZ, WAS, WAZ, WTS, WTZ
50677-12
Средний уровень обеспечивает:
- сбор информации от первичных измерительных преобразователей;
- фильтрацию, линеаризацию и масштабирование входных аналоговых сигналов;
- автоматическое управление исполнительными механизмами системы регулирования
давления, осуществляемое от двух независимых контуров регулирования, воздействующих на
исполнительный механизм через общий блок селекции управляющих сигналов;
- пропорционально-интегрально-дифференциальный закон регулирования;
- автоматическое временное изменение давления на выходе нефтеперекачивающей
станции (далее - НПС) при запуске магистрального агрегата и возврат к старому значению
после завершения пуска;
- передачу информации на следующий уровень комплексов;
- передачу информации о состоянии объекта в систему телемеханики;
- прием и обработку информации от системы автоматизации НПС (прикрытие заслонок
на время пуска агрегата).
Верхний уровень включает в себя автоматизированное рабочее место оператора и
обеспечивает:
- прием информации о состоянии объектов;
- мониторинг технологического процесса;
- функцию электронного регистратора значений давлений на приеме НПС, в коллекторе,
на выходе НПС и положения регулирующих заслонок;
- архивацию событий нижнего уровня и действий оператора НПС и диспетчера районного
диспетчерского пункта (далее - РДП).
Измерительные каналы (ИК) комплексов общем случае состоят из:
- первичных измерительных преобразователей утвержденного типа, метрологические
характеристики которых приведены в таблице 2;
- промежуточных измерительных преобразователей, осуществляющих нормализацию
сигналовигальваническуюразвязкуцепей,ианалоговыхмодулейввода/вывода,
производящих аналого-цифровые и цифро-аналоговые преобразования;
- АРМ оператора, предназначенного для визуализации технологического процесса,
формирования отчетных документов и хранения архивов данных.
Метрологическиехарактеристикипервичныхизмерительныхпреобразователей
приведены в таблице 2.
Лист № 3
Всего листов 8
характеристикипервичныхизмерительных
Назначение первичного измерительного
преобразователя
γ = ±0,3 %
γ = ±0,1 %
Таблица2–Метрологические
преобразователей утвержденного типа (ПИП)
Пределы
допускаемойПределы
приведенной к допускаемой
диапазонуабсолютной (∆)
измерений (γ) погрешности
погрешности
γ = ±0,1 %
-
γ = ±0,2 %-
γ = ±0,4 %-
γ = ±0,4 %-
γ = ±0,4 %-
γ = ±1,0 %-
γ = ±10 %-
γ = ±5 %-
γ = ±1,0 %-
γ = ±0,5 %-
γ = ±0,5 %-
-∆ = ±0,1 мм
-∆ = ±3,0 мм
-∆ = ±10,0 мм
ПИПизбыточногодавления
нефти/нефтепродукта
ПИП избыточного давления жидких сред, за
исключением нефти/нефтепродукта
ПИП избыточного давления/разрежения газа
ПИП перепада давления
нефти/нефтепродуктов
ПИП перепада давления жидких сред
вспомогательных систем
ПИП силы переменного/постоянного тока,
напряжения переменного/постоянного тока,
активной/полной электрической мощности
ПИП виброскорости
ПИП уровня загазованности атмосферы
парами углеводородов, % НКПРП*
ПИП измерения расхода при измерении
объемного расхода с помощью накладных
ультразвуковых расходомеров, поверенных
имитационным методом
ПИП измерения расхода при измерении
объемного расхода с помощью накладных
ультразвуковых расходомеров, поверенных
проливным методом
ПИП измерения расхода при измерении
объемного расхода с помощью врезных
ультразвуковых расходомеров, поверенных
имитационным методом
ПИП измерения расхода при измерении
объемного расхода с помощью врезных
ультразвуковых расходомеров, поверенных
проливным методом
ПИП измерения силы постоянного тока в
диапазоне от 4 до 20 мА
ПИП осевого смещения ротора
ПИП измерения уровня
нефти/нефтепродуктов в резервуаре РП
ПИП уровня жидкости во вспомогательных
емкостях
ПИП температуры нефти/нефтепродукта в
трубопроводах
-∆ = ±0,5
℃
Лист № 4
Всего листов 8
Назначение первичного измерительного
преобразователя
Пределы
допускаемой
абсолютной
погрешности
∆ = ±0,2
℃
Продолжение таблицы 2
ПИП температуры стенки трубы накладной
Пределы
допускаемой
приведенной к
диапазону
измерений (γ)
погрешности
-
∆ = ±1,0
℃
∆ = ±2,0
℃
-
ПИП температуры других сред-
ПИП многоточечный температуры
нефти/нефтепродукта в резервуаре
* НКПРП - нижний концентрационный предел распространения пламени
Пломбирование элементов комплексов не предусмотрено. Механическая защита от
несанкционированного доступа к компонентам комплексов обеспечивается путем запирания
встроенного замка шкафов, как показано на рисунке 1.
Общий вид шкафов комплексов показаны на рисунке 1.
Механические замки
Рисунок 1 – Общий вид шкафов комплексов
Программное обеспечение
Комплексы имеют встроенное программное обеспечение (далее - ПО) измерительных
компонентов среднего уровня и внешнее ПО верхнего уровня, устанавливаемое на
персональный компьютер.
Встроенное ПО устанавливается в энергонезависимую память компонентов среднего
уровня в производственном цикле заводе-изготовителя.
Внешнее ПО позволяет выполнять настройку, конфигурирование, программирование и
обслуживание в процессе эксплуатации компонентов среднего уровня.
Идентификационные данные программного обеспечения комплексов приведены в
таблице 3.
Внешнее ПО, предназначенное для управления работой компонентов комплексов, и
представление измерительной информации по стандартным протоколам, не влияет на
Лист № 5
Всего листов 8
метрологические характеристики комплексов. Метрологические характеристики нормированы
с учетом ПО.
Все метрологически значимые вычисления производятся в контроллере. АРМ оператора
используется для отображения результатов измерений, задания уставок.
Программная защита ПО и результатов измерений реализована на основе системы
паролей и разграничения прав доступа.
Таблица 3 – Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОAPROL
Номер версии (идентификационный номер ПО) не ниже 4.0
Цифровой идентификатор ПО -
Уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 4 - 7.
Наименование измерительного канала
Пределы допускаемой
приведенной к диапазону
измерений (γ) /
абсолютной (∆)
погрешности
±0,15 % (γ)
±0,3 % (γ)
±0,6 % (γ)
±1,5 % (γ)
±7,5 % (γ)
±1,5 % (γ)
±0,75 % (γ)
±0,75 % (γ)
±0,45 % (γ)
Таблица 4 – Метрологические характеристики измерительных каналов комплексов с учетом
погрешности ПИП
±0,6 % (γ)
±0,6 % (γ)
±15 % (γ)
-канализмеренияизбыточногодавления
нефти/нефтепродуктов
- канал измерения избыточного давления жидких сред, за
исключением нефти/нефтепродукта
- канал измерения избыточного давления/разрежения газа
- канал измерения перепада давления нефти/нефтепродукта
-канализмеренияперепададавленияжидкихсред
вспомогательных систем
- канал измерения силы переменного/постоянного тока,
напряжения переменного тока, активной/полной электрической
мощности
- канал измерения виброскорости
-канализмерениязагазованностиатмосферыпарами
углеводородов, % НКПРП*
- канал измерения расхода при измерении объемного расхода с
помощьюнакладныхультразвуковыхрасходомеров,
поверенных имитационным методом
- канал измерения расхода при измерении объемного расхода с
помощьюнакладныхультразвуковыхрасходомеров,
поверенных проливным методом
- канал измерения расхода при измерении объемного расхода с
помощью врезных ультразвуковых расходомеров, поверенных
имитационным методом
- trial измерения расхода при измерении объемного расхода с
помощью врезных ультразвуковых расходомеров, поверенных
проливным методом
Лист № 6
Всего листов 8
Наименование измерительного канала
Пределы допускаемой
приведенной к диапазону
измерений (γ) /
абсолютной (∆)
погрешности
Продолжение таблицы 4
до 20 мА
- канал измерения силы постоянного тока в диапазоне от 4
±0,15 % (γ)
РП
- канал измерения осевого смещения ротора ±0,15 мм (∆)
- канал измерения уровня нефти/нефтепродукта в резервуаре
±4,5 мм (∆)
е костях
±0,75
℃
(∆)
-
м
канал измерения уровня жидкости во вспомогательных
±15 мм (∆)
- канал измерения температуры нефти/нефтепродукта в
трубопроводах
- канал измерения температуры стенки трубы накладной
±1,5
℃
(∆)
-
канал измерения температуры других сред
±3,0
℃
(∆)
-канализмерениямноготочечныйтемпературы
±0,3
℃
(∆)
нефти/нефтепродукта в резервуаре
* НКПРП - нижний концентрационный предел распространения пламени
Таблица 5 – Метрологические характеристики выходных измерительных каналов комплексов
типа «4-20 мА униполярный»
Пределы допускаемой
приведенной к
Наименование измерительного канала
диапазону измерений
(γ) погрешности
- канал цифро-аналогового преобразования силы постоянного
тока в диапазоне от 4 до 20 мА
±0,25 % (γ)
от 0 до 5
- силы постоянного тока, мА
Значение
от 0 до 16
от 0 до 0,1
от 0 до 14
от -100 до +200
от 0,1 до 20000
от 0 до 23000
от 0 до 100
от 0 до 30
от 0 до 10
Таблица 6 – Диапазоны измерений комплексов
Характеристика
Диапазоны измерений:
- избыточного давления, МПа
- давления-разрежения, МПа
- перепада давления, МПа
- температуры,
℃
-
расхода, м³/ч
- уровня, мм
- загазованности, % НКПРП*
- виброскорости, мм/с
- осевого смещения ротора, мм
- силы переменного тока, потребляемого нагрузкой (с учетом
понижения токовым трансформатором), А
- напряжения переменного тока нагрузки, В
- электрического сопротивления постоянному току, Ом
- активной/полной электрической мощности, Вт/В·А
от 0 до 12000
от 30 до 180
от 4 до 20
от 0 до 20
от 0 до 40000000
Лист № 7
Всего листов 8
мм, не более
ХарактеристикаЗначение
* НКПРП - нижний концентрационный предел распространения пламени
Таблица 7 – Технические характеристики комплексов
ХарактеристикаЗначение
Параметры питания от сети переменного тока:
- напряжение переменного тока, В
- для ШУ220±44
- для ШЧП220±44; 380±76
- частота переменного тока, Гц 50±1
Габаритные размеры одного шкафа, (высота×ширина×глубина),
2400×1600×1000
Масса одного шкафа, кг, не более350
Рабочие условия измерений:
- для компонентов среднего уровня:
- температура окружающей среды, °Сот 0 до +40
- относительная влажность воздуха, %от 30 до 90 -
атмосферное давление, кПа от 84 до 107
- для ШУ и ШЧП:
- температура окружающей среды, °С от 0 до +40
- относительная влажность воздуха, % от 30 до 80
Средняя наработка на отказ, ч15000
Средний срок службы, лет 20
Знак утверждения типа
наносится на табличку шкафов комплексов и типографским способом на титульные листы
эксплуатационной документации.
Комплектность средства измерений
-
1 шт.
Обозначение
Количество
-
ИЦРМ-МП-055-19
ЯКДГ.421457.ХХХ РЭ*
ЯКДГ.42ХХХХ.ХХХ ПС*
1 шт.
1 экз.
1 экз.
1 экз.
Таблица 8 – Комплектность комплексов
Наименование
Комплекспрограммно-техническийсистемы
микропроцессорнойавтоматического
регулирования давления нефтеперекачивающей
станции «Спецэлектромеханика»
Комплект ЗИП
Методика поверки
Руководство по эксплуатации
Паспорт
* - в соответствии с заказом.
Поверка
осуществляется по документу ИЦРМ-МП-055-19 «Комплексы программно-технические
системы микропроцессорной автоматического регулирования давления нефтеперекачивающей
станции «Спецэлектромеханика». Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ»
04.03.2019 г.
Основное средство поверки:
- калибратор - измеритель унифицированных сигналов эталонный ИКСУ-260,
регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 35062-07.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Лист № 8
Всего листов 8
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к комплексам
программно-техническим системы микропроцессорной автоматического регулирования
давления нефтеперекачивающей станции «Спецэлектромеханика»
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
ГОСТ 14014-91 Приборы и преобразователи измерительные цифровые напряжения,
тока, сопротивления. Общие технические требования и методы испытаний
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ЯКДГ 421457.200ТУ Микропроцессорная система автоматического регулирования
давления нефтеперекачивающей станции «Спецэлектромеханика». Технические условия
Изготовитель
Акционерноеобщество«Научно-производственноеобъединение
«Спецэлектромеханика» (АО «НПО «Спецэлектромеханика»)
ИНН 7707520977
Адрес: 241028, Брянская область, г. Брянск, ул. Карачижская, д. 79
Телефон: (495) 783 29 80
Факс: (495) 783 29 81
Сайт:
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Испытательный центр разработок в
области метрологии»
Адрес: 117546, г. Москва, Харьковский проезд, д.2, этаж 2, пом. I, ком. 35,36
Телефон: +7 (495) 278-02-48
E-mail:
Аттестат аккредитации ООО «ИЦРМ» по проведению испытаний средств измерений в
целях утверждения типа № RA.RU.311390 от 18.11.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 82124-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПГУ 190 МВт Новомосковской ГРЭС | Нет данных | Акционерное общество Группа Компаний "Системы и Технологии" (АО ГК "Системы и Технологии"), г. Владимир | 4 года | Перейти |
| 35615-09 | Комплексы учета энергоносителей | ТЭКОН-20К | ООО "ИВП Крейт", г.Екатеринбург | 4 года | Перейти |
| 63541-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Подпорожская" | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 11704-04 | Термометры манометрические конденсационные показывающие сигнализирующие | ТКП-160Сг-М2 | ОАО "Приборы контроля и регулирования техпроцессов" (Теплоконтроль), г.Сафоново | 1 год | Перейти |
| 36585-11 | Датчики вибрации | ИВД 3 | ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург | 1 год | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений