Измерительная система струна ошибка е 56 - Не ошибается лишь тот, кто ничего не делает!

Системы измерительные «СТРУНА+» предназначены для измерения уровня, температуры, плотности, давления, вычисления объёма, массы светлых нефтепродуктов и сжиженного газа (СУГ) в одностенных и двустенных резервуарах, сигнализации наличия подтоварной воды, повышения уровня пожарной и экологической безопасности, автоматизации процессов учета нефтепродуктов на АЗС, АГЗС, нефтебазах. Системы могут применяться на предприятиях пищевой и химической промышленности, а также в качестве эталонных средств измерений II разряда согласно Государственной поверочной схеме для средств измерений уровня жидкости по ГОСТ 8.477-82 при градуировке резервуаров.

Система соответствует требованиям, предъявляемым к особо взрывобезопасному электрооборудованию подгруппы IIВ с видом взрывозащиты «Искробезопасная электрическая цепь уровня iа» согласно ГОСТ Р 51330.0-99 и ГОСТ Р 51330.10-99. Система зарегистрирована в Государственном реестре средств измерений (сертификат Госстандарта РФ).

Диапазоны измерений уровня, мм:
— ППП без плотномера и с погружным плотномером для АЗС, АПЖ	от 120 до 4000
— ППП без плотномера и с погружным плотномером для АГЗС	от 200 до 4000
— ППП с поверхностным плотномером для АЗС	от 250 до 4000
— ППП с погружными плотномерами для нефтебаз (НБ) и АПЖ	от 150 до 18000
— ППП для градуировки резервуаров (ГР)	от 10 до 4000 (9000)
— ДУТ для расширительного бачка резервуара	от 50 до 350 (400)
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений уровня, мм:
— ППП в диапазоне до 4 метров и для ГР до 9м	± 1
— ППП в диапазоне свыше 4 метров (для НБ и АПЖ)	± 2
— ДУТ	± 5
Температурный диапазон эксплуатации датчиков, 0 С	от -40 до +55
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, 0 С	±0,5
Диапазоны измерений плотности погружным плотномером, кг/м3:
— 1 диапазон (бензин АИ-80) для АЗС	от 690 до 760
— 2 диапазон (АИ-92, АИ-95, АИ-98, АИ-100) для АЗС	от 725 до 795
— 3 диапазон (керосин) для АЗС	от 765 до 840
— 4 диапазон (дизельное топливо) для АЗС	от 810 до 880
— 5 диапазон (сжиженный газ) для АГЗС	от 499 до 599
— 6 диапазон (АИ-80, АИ-92, АИ-95, АИ-98, АИ-100) для НБ	от 679 до 803
— 7 диапазон (керосин и ДТ) для НБ	от 760 до 880
— 8 другие диапазоны по заказу (ширина диапазона не более 150)	от 450 до 1500
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности, кг/м3:
— с поверхностным плотномером	±1,5
— с погружным плотномером	±0,5
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %:
— объёма	±0,4
— массы нефтепродукта и СУГ до 120т	±0,65
— массы нефтепродукта и СУГ от 120т и более	±0,5
Сигнализация наличия подтоварной воды для АЗС, мм: — 1 порог «предупреждение» — 2 порог «авария»	25 80
Диапазон измерений уровня подтоварной воды (для НБ), мм	от 80 до 300
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений уровня воды (для НБ), мм Диапазоны измерений объёмной доли: — паров бензина и СУГ, %НКПР — метана, % об. доля	±2 от 0 до 60 от 0 до 2,5
Диапазон измерений избыточного давления, МПа — для АГЗС, трубопроводов — для межстенного пространства резервуаров АЗС	от 0 до 1,6 от 0 до 0,25
Пределы приведённой погрешности измерений давления для АГЗС, %	±0.7
Количество контролируемых резервуаров (одной центральной частью)	до 16
Длина кабеля от резервуара до операторской, не более, м	1200
Ток нагрузки каналов управления, А:
— силовые цепи (оптосимистор) 220В, 50Гц	0,1…0,5
— маломощные цепи (твердотельное реле) 220В, 50Гц	0,01…0,1
— цепи DC 40В и АС 27В, 50Гц (твердотельное реле)	до 0,5

Принцип распределения, обработки и сбора информации от датчиков позволяет увеличивать количество измерительных каналов до 64-х без потери производительности (по всем каналам данные обновляются в течение трёх секунд). Система включает от одного до четырёх устройств распределительных УР, имеющих до 16-ти измерительных каналов.

К одному каналу УР, на расстояние до 1200 метров, могут быть подключены следующие датчики:

один ППП (уровень, плотность, температура, объём, масса);
одновременно ППП и ДД1 (давление в резервуаре или в межстенном пространстве);
одновременно ППП и ДУТ (уровень тосола в расширительном бачке);
до 9 шт. ДД1 (давление в резервуаре и трубопроводах на АГЗС);
до 5шт. ДЗО (контроль загазованности рабочей зоны парами нефтепродуктов, СУГ).

Каждый ППП может быть оснащен от 1 до 3 погружными плотномерами (для АЗС, АГЗС – резервуары РГС) или от 1 до 7 погружными плотномерами (для нефтебаз – резервуары РВС).

В системе может быть до 64 каналов управления (силовые 220В 50Гц или релейные выходы). Информация может отображаться на локальном блоке индикации и внешних средствах отображения в соответствии с коммуникационными возможностями системы:

В базовом варианте системы локальный блок индикации имеет выход RS-485 или USB для связи с ПЭВМ. Внешний транспортный протокол – «Моdbus STRUNA+». Особенности протокола позволяют обслуживать до 64-х измерительных каналов в системе и объединять в единую сеть несколько систем.
При комплектации системы блоком БРИ1 (в составе УР) добавляется два дополнительных независимых выхода:

— выход RS-485 c протоколом «Моdbus STRUNA+»;
— выход RS-485 c протоколом «Кедр» или «Моdbus STRUNA+».

При комплектации системы блоком БРМ5 (в составе УР) добавляются два дополнительных независимых выхода:

— RS-485 с протоколом «ModBus STRUNA+»;
— беспроводная связь до 1000м с протоколом «Кедр» или «ModBus STRUNA+».

Беспроводная связь между УР с ПЭВМ в операторской может использоваться для объектов, на которых затруднена прокладка кабелей от датчиков к операторской.

Выходы RS-485 от БИ1, БРМ5, БРИ1 могут комплектоваться конверторами интерфейсов RS-485 / USB, RS-485 / RS-232.
При комплектации системы блоком БСР1 (блок сервера) добавляются следующие возможности:

– удаленный мониторинг системы через веб-браузер по протоколу HTTP;
– удаленное изменение метрологических параметров системы по протоколу HTTP (тип продукта, смещение уровня, поправки по плотности, загрузка градуировочных таблиц и тд);
– удаленное изменение алгоритмов контроля и управления;
– регистратор событий подсистемы управления и модификации параметров ППП;
– возможность подключения термопринтера для печати текущих показаний измеряемых параметров.

При использовании программы АРМ «СТРУНА МВИ» обеспечиваются дополнительные возможности:

— программы сторонних производителей могут связываться с АРМ «СТРУНА МВИ» по интерфейсам TCP/IP или ОРС (для SCADA — систем), через таблицы базы данных и файлы XML (для бухгалтерии 1С), поддержан протокол «Кедр» для систем отпуска;
— доступ к измерительной информации по локальной сети объекта или через Интернет, в том числе с мобильных устройств (планшеты, смартфоны и т.д.) по Wi-Fi;
— автоматическая регистрация поставок топлива с уведомлением по E-mail.

Первичный преобразователь параметров (ППП) с датчиками уровня, температуры, плотности, давления и подтоварной воды (по варианту исполнения). Выполнен во взрывобезопасном исполнении, имеющего степень взрывозащиты ExiaIIB и устанавливается в резервуарах. По варианту исполнения, до 16 ППП на одну центральную часть. Вес одного ППП в сборе : 1,5 кг + 1,5кг / на метр длинны.
Блок управления (БУ2), которое устанавливается в помещении и предназначено для программируемого включения или выключения оповещателей (световых, звуковых), исполнительных механизмов (клапанов, насосов), а также передачи сигнальной информации в шкафы автоматики. Размеры БУ2 — 230×170×40 мм. Вес 0.9 кг.

Все уникальные технические решения по измерению уровня и плотности жидкостей, применяемые в системе «СТРУНА+», защищены патентами. Системы измерительные «СТРУНА+», выпускаются в серийном производстве по техническим условиям.

Межповерочный интервал рабочих систем – 4 года, систем для градуировки резервуаров – 1 год.

Поверка производится в соответствии с документом «Системы измерительные «СТРУНА+». Методика поверки КШЮЕ.421451.002МП», утвержденным с ГЦИ СИ ФГУП ВНИИМС. Средний срок службы не менее 12 лет. Средняя наработка на отказ при доверительной вероятности 0,8, не менее 100000 ч.

Источник

Измерительная система СТРУНА предназначена для измерения уровня, температуры, плотности, давления, массы, вычисления объёма светлых нефтепродуктов и сжиженного газа (СУГ) в одностенных и двустенных резервуарах, сигнализации наличия и измерения уровня подтоварной воды, повышения пожарной и экологической безопасности. Применяется для автоматизации процессов учета нефтепродуктов на АЗС, АГЗС, нефтебазах (НБ), предприятиях пищевой и химической промышленности.

Уровнемер Струна соответствует требованиям, предъявляемым к особо взрывобезопасному электрооборудованию подгруппы IIВ с видом взрывозащиты “Искробезопасная электрическая цепь уровня iа” согласно ГОСТ Р 51330.0-99 и ГОСТ Р 51330.10-99. Система зарегистрирована в Государственном реестре средств измерений (сертификат Госстандарта РФ)

Система измерения Струна может использоваться практически со всеми известными системами отпуска нефтепродуктов и легко интегрируется в комплексы АСУ ТП предприятий, системы сбора и обработки информации.

Применение Системы измерения СТРУНА позволяет:

Осуществить высокоточное дистанционное измерение уровня, плотности, температуры, давления и массы жидких сред, в том числе пищевых и взрывоопасных жидкостей (бензины, ДТ, масла, спирты, керосин, сжиженный газ, газоконденсат, растворители и т.п.),

Существенно сократить время сдачи и приёмки смен и автоматизировать работу обслуживающего персонала АЗС, АГЗС, нефтебаз,

Проводить детальный контроль движения нефтепродуктов и СУГ в системах коммерческого учёта,

Отображать результаты измерения и вычисления параметров на автономном индикаторе или передавать информацию в компьютерную систему пользователя по стандартному интерфейсу RS-232, RS-485, USB,

Подключать к одной центральной части Системы «СТРУНА» с автономным блоком индикации от 1 до 16 датчиков ППП (Первичных Преобразователей Параметров) установленных в резервуары,

Проводить несколькими Системами «СТРУНА» мониторинг распределённого на больших площадях резервуарного парка нефтебаз и хранилищ,

Контролировать резервуары с различными высотами (взлив до 18 метров) и с различными продуктами одной системой «СТРУНА» (например МТАЗС, нефтебазы с горизонтальными и вертикальными резервуарами, химические производства, и т.п.)

Проводить контроль и установить автоматическую защиту от перелива топлива,

Установить автоматическую защиту насосов от работы «в сухую»,

Реализовать нормативные требования экологической и пожарной безопасности,

Сигнализировать наличие или непрерывно измерять уровень подтоварной воды,

Автоматически контролировать герметичность резервуаров как одностенных, так и двустенных,

Контролировать давление или уровень тосола в межстенном пространстве двустенных резервуаров,

Контролировать довзрывоопасные концентрации горючих газов и паров (НКПР) с включением сигнализации и исполнительных механизмов.

Измерять давление как в резервуарах, так и в трубопроводах,

Вычислять массу паровой фазы в резервуарах с СУГ,

Измерять массу нефтепродукта или СУГ по аттестованным методикам выполнения измерений (МВИ),

Проводить метрологическую поверку без демонтажа оборудования,

Использовать полученные данные измерений в комплексных системах учета, хранения и отпуска нефтепродуктов, организовать глобальные корпоративные распределённые системы учёта,

Обеспечить создание полностью автоматических автозаправочных станций (ААЗС),

С применением специального программного обеспечения проводить автокалибровку градуировочных таблиц резервуаров,

Использовать метрологические датчики ППП в системах градуировки резервуаров (ПИГЛ).

Технические характеристики:

* Диапазон измерений уровня (без плотномера), мм	от 120 до 4000
* Диапазон измерений уровня (с плотномером «поверхностный»), мм	от 200 до 4000
* Диапазон измерений уровня (с плотномером «погружной»), мм	от 120 до 18000
* Диапазон измерений уровня (для градуировки резервуаров), мм	от 10 до 4000 или
	от 10 до 9000
* Пределы допускаемой абсол. погрешности в диапазоне до 4 метров, мм	± 1, 0
* Пределы допускаемой абсол. погрешности в диапазоне свыше 4 метров, мм	± 2, 0
* Разрешающая способность, мм	0, 1
* Температурный диапазон эксплуатации ППП, ⁰ С	от — 40 до + 55
* Пределы допускаемой абсол. погрешности измерений температуры, ⁰С	± 0,5
* Диапазоны измерений плотности кг/м³:
— 1 диапазон (Сжиженный газ)	от 499 до 599
— 2 диапазон(АИ-80)	от 690 до 760
— 3 диапазон (АИ-92, АИ-95, АИ-98)	от 715 до 785
— 4 диапазон (ДТ)	от 810 до 880
* Пределы доп. абсол. погрешности измерений плотности («поверхностн.») кг/м³	± 1,5
* Пределы доп. абсол. погрешности измерений плотности («погружной») кг/м³	± 1,0
* Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
(по ГОСТ 8.595 — 2004):
массы нефтепродукта до 120т, % (максимум)	*± 0,65 (± 0,3 типовая)**
массы нефтепродукта от 120т и более, % (максимум)	± 0,5
* Сигнализация наличия подтоварной воды на уровне (для АЗС), мм	25
* Диапазон измерений уровня подтоварной воды (для НБ), мм	от 80 до 300
* Пределы доп. абсол. погрешности измерений уровня воды (для НБ), мм	± 1, 0
* Диапазон измерений избыточного давления, МПа	от 0 до 1,6
* Пределы доп. приведённой погрешности измерений давления, %	± 1,0
* Количество контролируемых резервуаров (одной центральной частью)	до 16
* Длина кабеля от каждого резервуара до операторской, не более	1200м
* Параметры каналов управления в Устройстве Управления (УУ):
— силовые цепи (оптосемистор)	~220V; (от 0,1 до 0,5А)
— силовые цепи (сухой контакт)	~220V; (0,01 до 0,1А)
— маломощные релейные цепи (сухой контакт)	=27В; (от0,01 до 0,5А)
* Питание системы	220V ⁺¹⁰_-15% 50Гц, 0,6А

Состав систем измерительных “Струна”:

Центральная часть:

— Устройство вычислительное (УВ) (размеры шкафа 690Х380Х140мм.), устанавливаемоe в помещении и состоящее из:
   — блока вычислительного (БВ), имеющего степень взрывозащиты ExiaIIB , предназначенного для сбора, предварительного преобразования и обработки информации параметров резервуаров (до 16), подготовки информации к представлению в единицах измерения и связи с внешними системами, компьютерами, сетями.
     — специализированного блока питания (БП), имеющего степень взрывозащиты ExiaIIB,
     — блоков соединителей клеммных (СК), предназначенных для подключения кабелей от ППП.

— Блок индикации (БИ), настольного исполнения, устанавливаемый в помещении, предназначен для представления оператору информации на индикаторе о параметрах нефтепродуктов в резервуарах, выдачи сообщений о состоянии системы, а также для ввода с клавиатуры значений устанавливаемых параметров и задания режимов работы. Размеры 190Х135Х52мм.;

— Межблочные кабели, конверторы интерфейсов и экплуатационная документация (ЭД).

— Программное обеспечение для отображения и обработки измеренной информации на компьютере.

Общий вес центральной части — 15 кг.

Периферийная часть:

— Первичный преобразователь параметров (ППП) с датчиками уровня, температуры, плотности, давления и подтоварной воды (по варианту исполнения). Выполнен во взрывобезопасном исполнении, имеющего степень взрывозащиты ExiaIIB и устанавливается в резервуарах. По варианту исполнения, до 16 ППП на одну центральную часть. Вес одного ППП в сборе : 1,5 кг + 1,5кг / на метр длинны.

— Устройство управления (УУ), которое устанавливается в помещении и предназначено для программируемого включения или выключения оповещателей (световых, звуковых), исполнительных механизмов (клапанов, насосов), а также передачи сигнальной информации в шкафы автоматики. Размеры шкафа УУ — 305Х178Х75мм. Вес 1,2 кг.

{jd_file file==195}

{jd_file file==194}

{jd_file file==193}

Доставка

Доставка по России возможна любым удобным для заказчика способом. Возможные варианты:

Транспортная компания «Деловые линии»:

Ежедневно мы отправляем Ваши заказы данной транспортной компанией.

Примерные сроки и стоимость доставки можно посмотреть на сайте транспортной компании или узнать у наших сотрудников.

При выборе данной транспортной компании — доставка до терминала в г. Москва производится за наш счет!

Курьерская компания «СДЕК»:
Примерные сроки и стоимость доставки можно посмотреть на сайте компании. Точные стоимость и сроки доставки может рассчитать наш менеджер. Доставка осуществляется по указанному заказчиком адресу.

Другие транспортные компании и курьерские службы:
Наша компания работает с большинством известных транспортных компаний, таких как GTD (Кашалот), ПЭК, Ратек, Байкал-Сервис, Энергия, Dimex и т.д.
Если у Вас или Вашей организации есть договор с какой-либо транспортной компанией доставляющей для Вас грузы, мы можем передать Ваш заказ представителям транспортной компании у нас на складе.

Другие варианты:
Позвоните нам или напишите, обсудим предложенные Вами варианты.

Источник

Общее описание
Система измерительная для АЗС
Система измерительная для АГЗС
Система измерительная для нефтебаз
Скачать бланк заказа, документацию и сервисные программы

Общее описание

Система соответствует требованиям, предъявляемым к особо взрывобезопасному электрооборудованию подгруппы IIВ с видом взрывозащиты “Искробезопасная электрическая цепь уровня iа” согласно ГОСТ Р 51330.0-99 и ГОСТ Р 51330.10-99. Система зарегистрирована в Государственном реестре средств измерений (сертификат Госстандарта РФ).

Технические характеристики:

Диапазоны измерений уровня, мм:
-ППП без плотномера и с погружным плотномером для АЗС, АПЖ	от 120 до 4000
— ППП без плотномера и с погружным плотномером для АГЗС — ППП с поверхностным плотномером для АЗС	от 200 до 4000 от 200 до 4000
— ППП для нефтебаз (НБ) с погружными плотномерами	от 150 до 18000
— ППП для градуировки резервуаров (ГР)	от 10 до 4000 (9000)
— ДУТ для расширительного бачка резервуара	от 50 до 350 (400)
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений уровня, мм:
— ППП в диапазоне до 4 метров и для ГР до 9м	± 1
— ППП в диапазоне свыше 4 метров (для НБ) — ДУТ	± 2 ± 5
Температурный диапазон эксплуатации датчиков, ⁰ С	от —40 до +55
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, ⁰С	±0,5
Диапазоны измерений плотности погружным плотномером, кг/м³:
— 1 диапазон (бензин АИ-80) для АЗС	от 690 до 760
— 2 диапазон (АИ-92, АИ-95, АИ-98) для АЗС	от 725 до 795
— 3 диапазон (керосин) для АЗС	от 765 до 840
— 4 диапазон (дизельное топливо) для АЗС	от 810 до 880
— 5 диапазон (сжиженный газ) для АГЗС	от 499 до 599
— 6 диапазон (АИ-80, АИ-92, АИ-95, АИ-98) для НБ	от 679 до 803
— 7 диапазон (керосин и ДТ) для НБ	от 760 до 880
— 8 другие диапазоны по заказу (ширина диапазона не более 150)	от 450 до 1500
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности, кг/м^{3 — с поверхностным плотномером}	±1,5
— с погружным плотномером	±0,5
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %:
— объёма	±0,4
— массы нефтепродукта и СУГ до 120т	±0,65
— массы нефтепродукта и СУГот 120т и более	±0,5
Сигнализация наличия подтоварной воды для АЗС, мм: — 1 порог «предупреждение» — 2 порог «авария»	25 80
Диапазон измерений уровня подтоварной воды (для НБ), мм	от 80 до 300
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений уровня воды (для НБ), мм Диапазоны измерений объёмной доли: — паров бензина и СУГ, %НКПР — метана, % об. доля	±2 от 0 до 60 от 0 до 2,5
Диапазон измерений избыточного давления, МПа — для АГЗС, трубопроводов — для межстенного пространства резервуаров АЗС	от 0 до 1,6 от 0 до 0,25
Пределы приведённой погрешности измерений давления для АГЗС, %	±0.7
Количество контролируемых резервуаров (одной центральной частью)	до 16
Длина кабеля от резервуара до операторской, не более, м	1200
Ток нагрузки каналов управления, А:
— силовые цепи (оптосемистор) 220В, 50Гц	0,1…0,5
— маломощные цепи (твердотельное реле) 220В, 50Гц	0,01…0,1
— цепи DC 40В и АС 27В, 50Гц (твердотельное реле)	до 0,5

Состав систем измерительных “СТРУНА+”

К одному каналу УР, на расстояние до 1200 метров, могут быть подключены следующие датчики:

один ППП (уровень, плотность, температура, объём, масса);
одновременно ППП и ДД1 (давление в резервуаре или в межстенном пространстве);
одновременно ППП и ДУТ (уровень тосола в расширительном бачке);
до 9 шт. ДД1 (давление в резервуаре и трубопроводах на АГЗС);
до 5шт. ДЗО (контроль загазованности рабочей зоны парами нефтепродуктов, СУГ).

Каждый ППП может быть оснащен от 1 до 3 погружными плотномерами (для АЗС, АГЗС – резервуары РГС) или от 1 до 7 погружными плотномерами (для нефтебаз – резервуары РВС).В системе может быть до 64 каналов управления (силовые 220В 50Гц или релейные выходы). Информация может отображаться на локальном блоке индикации и внешних средствах отображения в соответствии с коммуникационными возможностями системы:

В базовом варианте системы локальный блок индикации имеет выход RS-485 или USB для связи с ПЭВМ. Внешний транспортный протокол – «Моdbus STRUNA+». Особенности протокола позволяют обслуживать до 64-х измерительных каналов в системе и объединять в единую сеть несколько систем.
При комплектации системы блоком БРИ1 (в составе УР) добавляется два дополнительных независимых выхода:

— выход RS-485 c протоколом «Моdbus STRUNA+»;

— выход RS-485 c протоколом «Кедр» или «Моdbus STRUNA+».

При комплектации системы блоком БРМ5 (в составе УР) добавляются два дополнительных независимых выхода:

— RS-485 с протоколом «ModBus STRUNA+»;
— беспроводная связь до 1000м с протоколом «Кедр» или «ModBus STRUNA+». Беспроводная связь между УР с ПЭВМ в операторской может использоваться для объектов, на которых затруднена прокладка кабелей от датчиков к операторской.

Выходы RS-485 от БИ1, БРМ5, БРИ1 могут комплектоваться конверторами интерфейсов RS-485 / USB, RS-485 / RS-232.
При комплектации системы блоком web-сервера БСР1 (в составе УР) добавляется возможность подключения к системе через физические интерфейсы RS-485, Ethernet и Wi-Fi. При этом можно подключиться к системе по беспроводному каналу с помощью мобильного устройства, оборудованного Wi-Fi (ПК, планшетный компьютер, смартфон и т.д.). Обмен данными по интерфейсам Ethernet и Wi-Fi выполняется по стандартному протоколу HTTP, позволяя производить мониторинг параметров измерительных каналов системы и основные настройки (ввод и чтение таблиц градуировки резервуаров, настройка подсистемы контроля, ввод смещений по уровню и поправок по плотности) через обычный интернет-браузер подключенного устройства. Обмен данными по RS-485 выполняется по протоколу «Modbus STRUNA+». Так же существует возможность включения блока в состав корпоративной виртуальной частной сети, работающей по стандарту «OpenVPN», что позволит иметь защищенный доступ к системе из глобальной сети интернет.
При использовании программы АРМ «СТРУНА МВИ» обеспечиваются дополнительные возможности:

— программы сторонних производителей могут связываться с АРМ «СТРУНА МВИ» по интерфейсам TCP/IP или ОРС (для SCADA – систем), через таблицы базы данных и файлы XML (для бухгалтерии 1С), поддержан протокол «Кедр» для систем отпуска;

— доступ к измерительной информации по локальной сети объекта или через Интернет, в том числе с мобильных устройств (планшеты, смартфоны и т.д.) по Wi-Fi

— автоматическая регистрация поставок топлива с уведомлением по E-mail.

Центральная часть:

— Устройство распределительное (УР) (размеры шкафа 90×400×350мм.), устанавливаемоe в помещении и состоящее из:

— блока распределительного (БР), имеющего степень взрывозащиты ExiaIIB , предназначенного для сбора, предварительного преобразования и обработки информации параметров резервуаров (до 16), подготовки информации к представлению в единицах измерения и связи с внешними системами, компьютерами, сетями.

— специализированного блока питания (БП), имеющего степень взрывозащиты ExiaIIB,

— блоков соединителей клеммных (СК), предназначенных для подключения кабелей от ППП.

— Блок индикации (БИ), настольного исполнения, устанавливаемый в помещении, предназначен для представления оператору информации на индикаторе о параметрах нефтепродуктов в резервуарах, выдачи сообщений о состоянии системы, а также для ввода с клавиатуры значений уставок параметров и задания режимов работы. Размеры 56×188×132мм.;

— Межблочные кабели, конверторы интерфейсов и экплуатационная документация (ЭД).

— Программное обеспечение для отображения и обработки измеренной информации на компьютере.

Общий вес центральной части — 15 кг.

Периферийная часть:

— Первичный преобразователь параметров (ППП)с датчиками уровня, температуры, плотности, давления и подтоварной воды (по варианту исполнения). Выполнен во взрывобезопасном исполнении, имеющего степень взрывозащиты ExiaIIB и устанавливается в резервуарах. По варианту исполнения, до 16 ППП на одну центральную часть. Вес одного ППП в сборе : 1,5 кг + 1,5кг / на метр длинны.

— Устройство управления (УУ), которое устанавливается в помещении и предназначено для программируемого включения или выключения оповещателей (световых, звуковых), исполнительных механизмов (клапанов, насосов), а также передачи сигнальной информации в шкафы автоматики. Размеры шкафа УУ — 305Х178Х75мм. Вес 1,2 кг.

Межповерочный интервал рабочих систем – 2 года, систем для градуировки резервуаров – 1 год.

Поверка производится в соответствии с документом «Системы измерительные «СТРУНА+». Методика поверки КШЮЕ.421451.001МП», утвержденным с ГЦИ СИ ФГУП ВНИИМС. Средний срок службы не менее 12 лет. Средняя наработка на отказ при доверительной вероятности 0,8, не менее 100000 ч.

На системы измерительные «СТРУНА+» получены:

Сертификат об утверждении типа средств измерений RU.C.29.004.А №19159 от 03.12.2004г;
Разрешение на применение на взрывоопасных объектах № РРС 00-14834 от 27.12.2004;
Лицензия на изготовление и ремонт средств измерений К00005 №000401-ИР от 03.02.2005г.;
Сертификат соответствия системы менеджмента качества требованиям ГОСТ Р ИСО 9001 : 2001 №РОСС RU.ИС86.
Санитарно-эпидемиологическое заключение № 77.01.12.421.П.04284.02.5 от 24.02.2005г.
Разрешение на применение в резервуарах с авиационным топливом.

Система «СТРУНА+» для АЗС

К одной центральной части систем измерительных «СТРУНА+» можно подключить до 16 любых датчиков ППП. Дополнительно система может комплектоваться устройством управления (УУ), оповещателями, датчиками уровня тосола, датчиками давления, программным обеспечением.

Варианты исполнения ППП для резервуаров с высотой взлива до 4 метров:

1. ППП для измерения уровня, температуры, плотности («погружной» датчик) и сигнализации подтоварной воды, с установкой на один фланец (Рис. 1)

2. ППП для измерения уровня, температуры, плотности («поверхностный» датчик) и сигнализации подтоварной воды (Рис. 2);

3. ППП для измерения уровня, температуры и сигнализации подтоварной воды;

4. ППП для измерения уровня, температуры, плотности («погружной» датчик) и сигнализации подтоварной воды, с установкой на два фланца.

ППП с «Поверхностным» и «Погружными» датчиками плотности (Рис.1 и Рис.2) взаимозаменяемые по посадочному месту и устанавливаются в одно отверстие диаметром 160мм. Если возникают сложности с установкой ППП на один фланец, то возможен вариант установки ППП на два фланца с отверстиями в резервуаре 100мм. Расстояние между фланцами может быть до 10 метров. «Погружные» датчики плотности позволяют проводить измерения в нескольких точках разнесенных по высоте резервуара (от 1 до 4 точек) и тем самым учитывать при необходимости расслоение продукта по плотности. Минимальное расстояние нижнего «погружного» плотномера от днища резервуара — 400мм, остальные плотномеры могут размещаться через каждые 800мм. по высоте взлива. Измерения плотности «погружным» плотномером осуществляются с помощью поплавка, погруженного в жидкость, и уравновешивающих цепочек. При изменении плотности жидкости изменяется выталкивающая сила, которая уравновешивается массой в результате изменения длины цепочек, нагружающих поплавок. Величина перемещения поплавка пропорционально изменению плотности. Измерения перемещения поплавка осуществляются аналогично измерениям уровня. Погрешность измерения плотности ± 1,0 кг./м3.
«Поверхностный» датчик плотности измеряет плотность в верхнем слое взлива нефтепродукта. Измерения плотности «поверхностным» плотномером осуществляется с помощью двух поплавков (верхнего и нижнего). Верхний поплавок, являющийся одновременно элементом системы измерений уровня, имеет форму, обеспечивающую минимально возможное погружение или всплытие при изменении плотности жидкости в рабочем диапазоне. По величине разности положений поплавков вычисляется плотность жидкости. Погрешность измерения плотности ± 1,5 кг./м3.
На блоке индикации можно посмотреть значение любого параметра измеряемого в системе. Кроме того выводятся расчётные параметры объёма, массы, средней температуры, средней плотности по нескольким точкам, значения показаний плотномеров приведённые к 20 и 15 ⁰С. В центральной части (шкафу) системы СТРУНА+ есть выход для подключения компьютерной системы верхнего уровня и отображения информации на компьютере с помощью различного программного обеспечения.

По всей длине штанги датчика ППП до уровня максимального взлива продукта распределены три датчика температуры. Усреднение температуры происходит только по значениям датчиков температуры погружённых в продукт. В нижней части ППП находится сигнализатор уровня подтоварной воды.

Все уникальные технические решения по измерению уровня и плотности жидкостей, применяемые в системе «СТРУНА+», защищены патентами.

Система «СТРУНА+» для АГЗС

К одной центральной части систем измерительных «СТРУНА+» для измерения параметров сжиженного газа, можно подключить до 64 любых датчиков ППП. Дополнительно система может комплектоваться устройством управления (УУ), оповещателями, датчиками уровня тосола, датчиками давления, программным обеспечением.

Основные варианты исполнения:

1. ППП для измерения уровня и температуры для одностенных резервуаров;

2. ППП для измерения уровня, температуры и давления для одностенных резервуаров;

3. ППП для измерения уровня, температуры, давления и плотности (погружные плотномеры) для одностенных резервуаров с установкой на два фланца;

4. ППП для измерения уровня, температуры, давления и плотности (погружные плотномеры) для одностенных резервуаров с установкой на один фланец;

5. ППП с защитным кожухом для одностенных резервуаров СУГ с датчиками уровня, температуры, давления, плотности с установкой на раздельные фланцы.

Эскиз фланца резервуара для установки ППП в одностенных резервуарах приведен на рис. 3.

Особое внимание следует уделить подготовке резервуаров для ППП с плотностью. ППП с плотностью устанавливается или на два фланца с Ду100мм (рис.2, рис.3) , или на один с Ду200мм (рис. 4), по ГОСТ 12815-80 с Ру = 1,6 МПа исполнение 2. Размещение штанг датчиков ППП может производиться как на одной крышке горловины резервуара в непосредственной близости друг от друга, так и на удалении до 10 метров на другой крышке горловины резервуара.

Конструкция датчиков ППП позволяет производить поверку и ремонт датчиков без демонтажа фланца не нарушая герметичность резервуара, что для резервуаров СУГ имеет большое значение.

Данные варианты исполнения выпускаются и для двустенных резервуаров, где датчики ППП изготовлены с учётом того, что межстенное пространство ППП объединяется с межстенным пространством резервуаров и заполняется контрольным газом. Эскиз фланца резервуара для установки ППП в двустенные резервуары приведен в Буклете систем «СТРУНА+».

Датчики давления используются для измерения избыточного давления в резервуарах, трубопроводах, межстенных пространствах и. т. д., а параметр давления необходим для вычисления массы СУГ с учетом паровой фазы и автоматизации технологических процессов на АГЗС и АГНС. При использовании одного датчика давления на резервуар, датчик давления подключается непосредственно к ППП и работает по одной линии связи ППП. При большем количестве датчиков давления (до 9 на одну линию связи) они подключаются через коробку клеммную.

Система «СТРУНА+» для нефтебаз

К одной центральной части систем измерительных «СТРУНА+» можно подключить до 64 любых датчиков ППП. Дополнительно система может комплектоваться устройством управления (УУ), оповещателями, датчиками уровня тосола, датчиками давления, программным обеспечением.

Датчики ППП для нефтебаз с вертикальными резервуарами и высотой взлива продукта до 18 метров, монтируются в основном в крышки смотровых люков, так же могут быть предусмотрены специальные посадочные места. Сами резервуары могут быть выше 18 метров. Измерение уровня происходит секционно, т.е. попеременно в зависимости от уровня продукта работает секция то на одной , то на другой штанге. Все корректировки и подстройки происходят программно с помощью специальных алгоритмов. Датчики температуры располагаются по всей длине штанг. Внизу расположен датчик с непрерывным измерением уровня подтоварной воды.

Минимальное расстояние нижнего «погружного» плотномера от днища резервуара — 800 мм. «Погружные» датчики плотности позволяют проводить измерения в нескольких точках разнесенных по высоте резервуара (от 1 до 7 точек). Диапазон измерения уровня подтоварной воды от 80 до 300мм.

Размещение штанг датчиков может производиться как на одной крышке в непосредственной близости друг от друга, так и на удалении до 10 метров, например в направляющих перфорированных трубах понтона.

Передача измеренной информации от каждого резервуара до устройства вычислительного (УВ) центральной части, осуществляется в цифровом виде по одному кабелю МКЭШ5х0,35 длиной до 1200м. При «кустовом» расположении резервуаров на НБ или при количестве резервуаров более 16, датчики ППП подключаются к нескольким УВ. Конструкция датчика является секционной и позволяет проводить транспортировку датчиков в сложенном виде секциями длиной 4 — 4,5 метра.

Для систем «СТРУНА+» имеется разрешение на применение в резервуарах с авиационным топливом.

Конструкция датчика является секционной и позволяет проводить транспортировку датчиков в сложенном виде, при этом герметичность ППП проверяется при изготовлении. Монтаж оборудования может проводиться, как специалистами нашей службы эксплуатации и сервисного обслуживания, так и Заказчиком или дилером, прошедшими обучение.

Эскиз доработки крышки резервуара для установки ППП с высотой взлива до 18000 мм:

Скачать бланк заказа, документацию и сервисные программы

Источник

Назначение: для непрерывных измерений уровня, температуры, плотности, массы и объёма светлых нефтепродуктов (далее — НП), сжиженных углеводородных газов(далее — СУГ) с учётом массы паровой фазы и других взрывоопасных, агрессивных и пищевых жидкостей, для измерений уровня или сигнализации наличия подтоварной воды в резервуарах, измерений объёмной доли горючих паров, газов (пары НП, СУГ и др.) и метана (кроме рудничного газа) в атмосфере промышленной зоны, избыточного давления в резервуарах и трубопроводах, контроля утечек.

Поверка измерительных систем СТРУНА+

Системы состоят из измерительных каналов уровня, плотности, температуры, массы, объема продукта, избыточного давления, уровня подтоварной воды, объёмной доли горючих паров, газов и метана.

В качестве измерительных компонентов систем применяют:

первичные преобразователи параметров ППП;
датчики уровня и температуры ДУТ;
датчики давления ДД1;
датчики загазованности оптические ДЗО (Г осреестр №57765-14).

В качестве связующих компонентов систем применяют:

кабельные линии связи;
конверторы интерфейсов КИ;
клеммные коробки КК1;
устройства распределительные УР;
блок радиомодема БРМ3 .

В качестве вспомогательных компонентов систем применяют:

блок индикации БИ1;
блоки управления БУ2;
программа «АРМ СТРУНА МВИ».

Системы применяют для учётно-расчётных (инвентаризация, хранение, приём, отпуск) и технологических операций в резервуарах автозаправочных станций (далее — АЗС), автогазоза-правочных станций (далее — АГЗС), нефтебаз (далее — НБ), объектов химической и пищевой промышленности(далее — АПЖ) и для градуировки резервуаров(далее — ГР).

В соответствии с областью применения, комплектностью и особенностями монтажа системы выпускаются в вариантах исполнения

Комплектация систем датчиками	Варианты исполнения систем по области применения	Примечание
АЗС	НБ	АГЗС	ГР	АПЖ
1 Первичные преобразователи параметров ИИП:
— датчик уровня	+	+	+	+	+
— датчики температуры	+	+	+	+	+	НЛП НБ — до 21 шт. другие ИИП — до 3 шт.
— датчик плотности поверхностный	+	—	—	—	—
— датчики плотности погружные	+	+	+	—	+	ПИП НБ — до 7 шт. другие ППП — до 3шт
— датчик уровня подтоварной воды	—	+	—	—	—
— сигнализатор уровня подтоварной воды	+	—	—	—	—	Два порога: 25 мм, 80 мм
— вычислитель массы и объёма	+	+	+	—	+	При загрузке в ППП градуировочных таблиц резервуаров
2 Датчики уровня и температуры ДУТ:		Измерение уровня и температуры в расширительном бачке двустенных резервуаров
— датчик уровня	+	—	—	—	—
— датчик температуры	+	—	—	—	—
3 Датчики давления ДД1:
— измерение давления в резервуаре	—	—	+	—	+	от 0 до 1,6 МПа
— измерение давления в межстенном пространстве двустенных резервуаров	+	—	+	—	+	от 0 до 0,25 МПа
4 Датчики загазованности оптические ДЗО:
— горючие пары и газы	+	+	+	—	+	Пары НП, СУГ и др.
— метан (кроме рудничного газа)	—	—	+	—	—

ППП конструктивно выполнены в виде труб (измерительных секций) из нержавеющей стали (от 1 до 8 в зависимости от исполнения ППП), поплавков уровня и плотности, контроллера, расположенного на одной из секций в верхней части (рисунки 1 — 3). В трубах ППП размещены магнитострикционные датчики уровня и плотности, датчики температуры, сигнализаторы уровня подтоварной воды. Контроллер ППП осуществляет первичное преобразование уровня, температуры, плотности продукта и уровня подтоварной воды в цифровой код, вычисление массы и объёма (при загрузке в ППП градуировочных таблиц резервуаров).

Измерения уровня в ППП основаны на измерении времени распространения ультразвуковой волны в металлическом проводнике-волноводе. Г енерация ультразвуковой волны происходит по принципу магнитострикции непосредственно в проводнике-волноводе. При изменении напряженности магнитного поля происходит деформация кристаллической структуры проводника-волновода, что создает механическую волну, распространяющуюся с ультразвуковой скоростью. Точка измерений соответствует положению магнитного поля постоянных магнитов, расположенных на подвижном элементе — поплавке, который расположен концентрично относительно герметичной трубы ППП.

При взаимодействии кругового магнитного поля, вызванного токовым импульсом в проводнике-волноводе, и поля постоянных магнитов поплавка образуется винтовое магнитное поле и, вследствие эффекта магнитострикции, формируется ультразвуковой импульс, который распространяется в противоположных направлениях по волноводу в виде крутильной волны. Волна, бегущая к верхней части ППП, преобразуется в приёмном устройстве в электрический сигнал и поглощается демпфирующим устройством. Промежуток времени между моментом генерации ультразвукового импульса и его приемом прямо пропорционален измеряемому расстоянию от поплавка до приёмного устройства. На основе измерений времени распространения ультразвука в металлическом проводнике-волноводе рассчитывается уровень продукта. Измеренное значение уровня преобразуется в цифровой код.

Измерения температуры в ППП осуществляются с помощью интегральных кварцевых датчиков температуры, установленных по длине трубы ППП. Высокая точность измерений температуры достигается за счет индивидуальной градуировки каждого датчика. Датчики непосредственно преобразуют измеряемую температуру в цифровой код. Дискретность измерений температуры 0,1 °С. На одном ППП в зависимости от варианта исполнения может быть установлено от 2 до 21 датчика температуры.

Измерения плотности в ППП осуществляются двумя вариантами исполнения плотномеров (поверхностным или погружным).

Измерения плотности поверхностным плотномером осуществляется с помощью двух поплавков (верхнего и нижнего). Верхний поплавок, являющийся одновременно элементом системы измерений уровня, имеет форму, обеспечивающую минимально возможное погружение или всплытие при изменении плотности жидкости в рабочем диапазоне. Постоянные магниты, встроенные в верхний поплавок, всегда располагаются по вертикали выше магнитов нижнего поплавка. Нижний поплавок имеет конструкцию, обеспечивающую максимально возможное погружение или всплытие при изменении плотности жидкости. Поплавки располагаются концентрично друг относительно друга и вдоль несущей трубы ППП. Изменение рас-

стояния между магнитами, встроенными в поплавки, при изменении плотности жидкости фиксируется, как изменение разности времен прохождения ультразвуковой волны от верхнего и нижнего поплавков до приёмного устройства. По величине этой разности вычисляется плотность жидкости.

Измерения плотности погружным плотномером осуществляются с помощью погруженных в жидкость поплавка и уравновешивающих цепочек. Поплавок располагается концентрично относительно трубы ППП. Внутри поплавка располагаются постоянные магниты. При изменении плотности жидкости изменяется выталкивающая сила, которая уравновешивается силой тяжести в результате изменения длины цепочек, нагружающих поплавок. Величина перемещения поплавка пропорциональна изменению плотности. Измерения перемещения поплавка осуществляются аналогично измерениям уровня. На один ППП в зависимости от варианта исполнения может быть установлено от 1 до 7 погружных плотномеров. Измеренное значение плотности преобразуется в цифровой код.

Принцип измерений уровня подтоварной воды в ППП — магнитострикционный (аналогичен рассмотренному выше при измерении уровня), при этом поплавок уровня подтоварной воды находится на границе раздела сред воды и рабочей жидкости, например, нефтепродукта.

Принцип работы сигнализатора подтоварной воды в ППП кондуктометрический. При достижении уровнем воды порога срабатывания сигнализатора резко уменьшается сопротивление чувствительного элемента, которое преобразуется в соответствующий цифровой код. В зависимости от варианта исполнения ППП сигнализатор может отсутствовать, может иметь один или два порога сигнализации.

Датчик уровня и температуры ДУТ конструктивно выполнен в виде трубы из нержавеющей стали, поплавка и контроллера. Измерение уровня в ДУТ основано на использовании линейки герконов и поплавка с магнитами. При изменении уровня поплавок перемещается вдоль трубы, в которой размещена плата с герконами. В зоне размещения поплавка часть герконов замыкается. Контроллер ДУТ формирует цифровой код, пропорциональный уровню жидкости. Измерение температуры в ДУТ осуществляется с помощью интегрального кварцевого датчика, аналогичного описанному в ППП.

Датчики давления ДД1 (рисунок 5) конструктивно выполнены в корпусе из нержавеющей стали, внутри которого размещены тензопреобра-зователь и контроллер. Измерения давления в ДД1 осуществляются тензо-метрическим методом на основе тензорезисторов, нанесенных на мембрану тензопреобразователя ДД1, представляющих собой измерительный мост. Изменение давления приводит к разбалансу моста, значение которого далее преобразуется в цифровой сигнал. ДД1 может подключаться непосредственно к ППП или группами до 9 шт. через клеммные коробки КК1 (рисунок 6) к каналу УР.

Датчики загазованности оптические ДЗО (Госреестр №57765-14) конструктивно выполнены в виде корпуса с размещёнными внутри малогабаритными измерительными преобразователями (МИИ) и фильтром для защиты МИИ от пыли и влаги (рисунок 7). Принцип действия ДЗО основан на избирательном поглощении инфракрасного излучения молекулами углеводородов в области длин волн от 3,3 до 3,4 мм. ДЗО выдают измеренное значение объёмной доли взрывоопасных паров и газов по цифровому интерфейсу “UART”. ДЗО устанавливаются в конверторы интерфейсов КИ (рисунок и подключаются группами до 5 штук на один канал УР. Конверторы интерфейсов КИ содержат контроллер, который преобразует интерфейс “UART” от ДЗО в интерфейс RS-485 для магистрального подключения КИ с ДЗО к УР.

Все датчики систем (ПИП, ДД1, ДУТ, ДЗО) выдают измеряемые параметры в цифровом коде, что позволяет размещать их на расстоянии до 1200 м от устройства УР.

Устройство УР осуществляет сбор информации от датчиков непосредственно или через клеммные коробки КК1 (от ДД1) или через конверторы интерфейсов КИ (от ДЗО).

Отображение измерительной информации от датчиков может осуществляться на экране БИ1 (рисунок 10) или на мониторе персонального компьютера.

Блоки управления БУ2 предназначены для выдачи управляющих сигналов на световую и/или звуковую сигнализацию, а также на другие исполнительные устройства при достижении измеряемыми параметрами запрограммированных пороговых значений с целью предупреждения аварийных ситуаций, в том числе утечек продукта из резервуара.

Источник