Номер по Госреестру СИ: 52781-13
52781-13 Системы измерительные для автоматизированного управления технологическими процессами и измерения количества светлых нефтепродуктов в резервуарных парках нефтебаз "СИКН ЭЛСИ - Нефтебаза"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Системы измерительные для автоматизированного управления технологическими процессами и измерения количества светлых нефтепродуктов в резервуарных парках нефтебаз "СИКН ЭЛСИ - Нефтебаза" (в дальнейшем - СИКН) предназначены для автоматизированного управления технологическими процессами и измерения количества светлых нефтепродуктов в резервуарных парках нефтебаз по результатам измерений уровня, температуры, гидростатического давления и плотности.
Внешний вид.
Системы измерительные для автоматизированного управления технологическими процессами и измерения количества светлых нефтепродуктов в резервуарных парках нефтебаз "СИКН ЭЛСИ - Нефтебаза"
Рисунок № 1
Программное обеспечение
Идентификационные данные программного обеспечения (ПО) приведены в таблице 1. Таблица 1
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения |
Алгоритм идентификации |
ПО «СИКН ЭЛСИ-Нефтебаза», установленное на программируемом логическом контроллере ControlLogix |
«СИКН ЭЛ СИ-Нефтебаза ControlLogix» |
1.0 |
CE236355E05E 7E235C2D0556 0D1D68F0 |
MD5 |
ПО «СИКН ЭЛСИ-Нефтебаза», установленное на программируемом логическом контроллере SIMATIC S7-300, SIMATIC S7-400 |
«СИКН ЭЛСИ-Нефтебаза SIMATIC» |
1.0 |
C716FC285A2 ABE8C4843D C5800F87C3F |
MD5 |
ПО "СИКН ЭЛСИ-Нефтебаза" систем измерительных для автоматизированного управления технологическими процессами и измерения количества светлых нефтепродуктов в резервуарных парках нефтебаз "СИКН ЭЛСИ-Нефтебаза", предназначенное для вычисления массы нефтепродуктов в резервуарах в соответствии с характеристиками, приведенными в Методике выполнения измерений МИ 3373-2012, а также для управления исполнительными техническими средствами, реализующими алгоритмы противоаварийной защиты при возникновении предаварийной ситуации, не влияет на метрологические характеристики средства измерений (метрологические характеристики систем нормированы с учетом ПО). Для программной защиты от несанкционированного доступа предусмотрено разграничение уровней паролями. Механическая защита компонентов систем от несанкционированного доступа выполняется с помощью механических замков на дверях шкафов, а также с использованием разрушаемых шильд-наклеек.
Уровень защиты - "С" по МИ 3286-2010
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации системы типографским способом, и на боковые стенки контроллеров в виде наклейки.
Сведения о методиках измерений
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к "Системам измерительным для автоматизированного управления технологическими процессами и измерения количества светлых нефтепродуктов в резервуарных парках нефтебаз "СИКН ЭЛСИ - Нефтебаза":-
1. ГОСТ 8.558-09 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений температуры.
-
2. ГОСТ 8.477-82 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений уровня жидкости.
3 . ГОСТ 8.223-76 ГСИ. Государственный специальный эталон и общесоюзная поверочная схема для средств измерений абсолютного давления в диапазоне 2,7-102...4000-102 Па
-
4. ГОСТ 8.024-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений плотности.
-
5. Технические условия ТУ 4217-056-50016928-2011
Испытательный центр
ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМ им.Д.И.Менделеева", зарегистрирован в Государственном реестре под № 30001-10.190005, г.С.-Петербург, Московский пр. 19, тел. (812) 251-76-01, факс (812) 713-01-14. e-mail: info@vniim.ru
Принцип действия СИКН заключается в измерении технологических параметров (уровня, температуры, гидростатического давления и плотности нефтепродуктов в резервуарах) и последующего вычисления по результатам этих измерений массы нефтепродуктов (метод косвенных измерений). Алгоритмы косвенных измерений массы нефтепродуктов приведены в аттестованной методике измерений МИ 3373-2012 (Свидетельство № 275-(01.002502008)-2012).
СИКН состоит из
- подсистемы учета массы нефтепродуктов, предназначенной для оперативного учета массы нефтепродуктов при технологических операциях, а также учета массы нефтепродуктов при хранении в резервуарах; количество измерительных каналов подсистемы учета массы нефтепродуктов - до 120 (определяется заказом);
- подсистемы противоаварийной защиты (ПАЗ), выполненной на микропроцессорной технике повышенной надежности и предназначенной для предотвращения аварийных ситуаций и автоматического перевода технологического процесса в безопасное состояние при возникновении аварийных ситуаций;
Подсистема учета массы нефтепродуктов состоит из системы измерительной "Струна" ( Госреестр № 28116-09) или "Игла" (Госреестр №22495-12) , которые выполняют измерение уровня нефтепродукта в резервуаре, его температуры и плотности; каналов измерения гидростатического давления в резервуарах с использованием преобразователей давления измерительных 3051S (Госреестр №24116-08); программируемых логических контроллеров типа ControlLogix или SIMATIC.
Количество первичных преобразователей систем "Струна" или "Игла" - до 120, каналов измерения гидростатического давления - до 120.
Конструктивно СИКН выполнена в четырех стандартных металлических шкафах, снабженных механическими замками. Внешний вид электронной части СИКН (без первичных измерительных преобразователей) показан на рисунке 1.
Рисунок 1
Шильд-наклейка Механический замок
Измерение уровня нефтепродуктов: при комплектовании СИКН системой измерительной «ИГЛА»:
-
- диапазон измерений уровня нефтепродуктов в резервуаре, мм............от 60 до 20000
-
- пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений уровня
нефтепродуктов в резервуаре, мм............................................................... ± 1
-
- пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений уровня
нефтепродуктов в резервуаре в рабочем диапазоне температуры (на каждый 1 м длины штанги), мм.........................................................................................± 0,05
при комплектовании СИКН системой измерительной «СТРУНА»:
-
- диапазон измерений уровня нефтепродуктов в резервуаре, мм.............от 120 до 18000
-
- пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений уровня нефтепродуктов в резервуаре, мм
в диапазоне от 120 до 4000 мм................................................. ±1
в диапазоне от 120 до 18000 мм.................................................± 2
Измерение температуры нефтепродуктов: при комплектовании СИКН системой измерительной «ИГЛА»:
-
- диапазон измерений температуры нефтепродуктов в резервуаре, °С .... от минус 40 до 50 - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры
нефтепродуктов в резервуаре, °С................................................................ ± 0,5
при комплектовании СИКН системой измерительной «СТРУНА»:
-
- диапазон измерений температуры нефтепродуктов в резервуаре, °С ......от минус 40 до 50
-
- пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры
нефтепродуктов в резервуаре, °С................................................................. ± 0,5
Измерение плотности нефтепродуктов:
при комплектовании СИКН системой измерительной «ИГЛА»:
-
- диапазон измерений плотности нефтепродуктов в резервуаре, кг/м3............от 680 до 1050
-
- пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений плотности
нефтепродуктов в резервуаре, кг/м3
-
- пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений
плотности нефтепродуктов в резервуаре на каждые 10 0С, кг/м3.............................±
при комплектовании СИКН системой измерительной «СТРУНА»:
-
- диапазон измерений плотности нефтепродуктов в резервуаре, кг/м3............от 680 до 1050
-
- пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности
нефтепродуктов в резервуаре, кг/м3
Измерение гидростатического давления нефтепродуктов:
-
- диапазон измерений гидростатического давления, МПа.......................от 0,0003 до 0,2
-
- пределы допускаемой приведенной к диапазону погрешности
измерений гидростатического давления, %.....................................................±
-
- пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы нефтепродуктов до 120 000 кг в резервуаре, %..........................................± 0,65
-
- пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы нефтепродуктов свыше 120 000 кг в резервуаре, %....................................± 0,50
Рабочие условия эксплуатации
-
- технических средств системы, работающих в помещениях:
диапазон температуры окружающего воздуха, °С.................................от 5 до 40
относительная влажность воздуха при 25 °С, %....................................от 55 до 85
диапазон атмосферного давления, кПа ............................................от 84 до 106
-
- технических средств системы, работающих в резервуарах:
диапазон температуры окружающего воздуха, °С........................от минус 40 до 50
относительная влажность воздуха при 25 °С, %.....................................до 95
диапазон атмосферного давления, кПа..........................................от 84 до 106,7
Электропитание:
Средняя наработка на отказ, ч