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.

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.

Комплектность ИС представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность ИС

Основные технические характеристики ИС представлены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИС

Метрологические характеристики ИК ИС приведены в таблице 4.

Продолжение таблицы 4

• ¹⁾ 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:

А - 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 А_СИ измерительного компонента ИК в условиях эксплуатации рассчитывают по формуле

А0 + ^А² ,

i=0

СИ

Для каждого ИК рассчитывают границы, в которых c вероятностью равной 0,95 должна находиться его погрешность А_ИК в условиях эксплуатации, по формуле

А„К =±1.1Jt(А_сч)^! •

j=0

пределы допускаемых значений погрешности ^АСИ j-го измерительного компонента ИК в условиях эксплуатации.