Калибровка каналов измерения это



СОДЕРЖАНИЕ. Методика калибровки измерительных каналов ОФТ АТХ.013 МК

3 СОДЕРЖАНИЕ 1 ОСНОВНЫЕ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ОПЕРАЦИИ КАЛИБРОВКИ СРЕДСТВА КАЛИБРОВКИ ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ КАЛИБРОВКИ ПОДГОТОВКА К КАЛИБРОВКЕ ПРОВЕДЕНИЕ КАЛИБРОВКИ ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ КАЛИБРОВКИ ПРИЛОЖЕНИЕ А. Схема проверки входных аналоговых каналов (4-20) ма ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Схема проверки входных аналоговых каналов (4-20) ма в системе телемеханики ПРИЛОЖЕНИЕ В. Схема проверки искробезопасных каналов измерения термометров сопротивления АСУ ТП ПРИЛОЖЕНИЕ Г. Форма протокола калибровки измерительных каналов АСУ ТП ООО НПП «Томская электронная компания» 3

4 Принятые сокращения: АРМ АСУ ТП АГЗУ БГ БРВ ИК МХ НГКМ УДХ — автоматизированное рабочее место; — автоматизированная система управления технологическими процессами; — автоматизированная групповая замерная установка; — блок гребѐнок; — блок распределения воды; — измерительный канал; — метрологические характеристики; — нефтегазоконденсатное месторождение; — установка дозирования химического реагента. ООО НПП «Томская электронная компания» 4

5 Настоящая методика калибровки распространяется на вновь вводимые измерительные каналы системы АСУ ТП (далее Система) в рамках проекта «Обустройство первоочередного участка нефтяной оторочки Казанского НГКМ. Расширение. АСУ ТП «. ООО НПП «Томская электронная компания» 5

6 1 ОСНОВНЫЕ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Основные метрологические характеристики измерительных каналов Системы приведены в таблице 1. Под ИК системы понимаются каналы преобразования входных сигналов в значения параметров давления, уровня, расхода, температуры, положения клапана. Значение относительной приведѐнной погрешности преобразования должно быть ± 0,35 %. Таблица 1 Наименование измерительного канала Ед. измер. Пределы измерения Привед. погр, % Резервуарный парк Р-5,6 Температура нефти в резервуаре Р-5,6 С (-50) — (+100) ±0,35 Уровень нефти в резервуаре Р-5,6 м 0-12 ±0,35 Система ППД Сепаратор первичной дегазации С3 Температура воды С ± 0,35 Давление в сепараторе С3 кгс/см 2 0,0-1,5 ± 0,35 Уровень воды в сепараторе С3 м 0,6-1,5 ± 0,35 Расход воды в сепараторе С3 м 3 /ч 0-63 ± 0,35 Положение клапана К20 по уровню % ± 0,35 Положение клапана К19 по уровню % ± 0,35 Отстойник воды ОВ-1 Уровень и раздел фаз нефть/вода в отстойнике % ± 0,35 Давление в ОВ-1 кгс/см 2 0,0-1,6 ± 0,35 Температура в отстойнике ОВ-1 С ± 0,35 Положение клапана К8.1 по давлению % ± 0,35 Положение клапана К10.1 по уровню воды % ± 0,35 Положение клапана К7.1 по уровню нефти % ± 0,25 Отстойник воды ОВ-2 Уровень и раздел фаз нефть/вода в отстойнике % ± 0,35 Давление в ОВ-2 кгс/см 2 0,0-1,6 ± 0,35 Температура в отстойнике ОВ-2 С ± 0,35 Положение клапана К8.2 по давлению % ± 0,35 Положение клапана К10.2 по уровню воды % ± 0,35 Положение клапана К7.2 по уровню нефти % ± 0,25 Ёмкость подземная дренажная Е5 Уровень в ѐмкости Е5 м 0,3-1,8 ± 0,35 Температура в ѐмкости Е5 С ± 0,35 Давление на нагнетании насоса дренажной ѐмкости кгс/см ± 0,35 Температура подшипника насоса дренажной ѐмкости Е5 (100П) С (-50) (+150) ± 0,35 ООО НПП «Томская электронная компания» 6

7 Наименование измерительного канала Ед. измер. Пределы измерения Привед. погр, % Накопительный резервуар ППД-РВ1 (700 м 3 ) Уровень воды и раздела фаз м 0,3-7,6 ± 0,35 Температура воды в РВ С (-50) — (+50) ± 0,25 Накопительный резервуар ППД-РВ2 (700 м 3 ) Уровень воды и раздела фаз м 0,3-7,6 ± 0,35 Температура воды в РВ С (-50) — (+50) ± 0,35 Кустовая площадка 7 АГЗУ МЕРА-40 Давление нефти в общем коллекторе кгс/см ± 0,35 Температура нефти на выходе С (-50) — (+100) ± 0,35 УДХ Температура реагента С ± 0,35 Уровень реагента м 0,0-1,6 ± 0,35 Ёмкость дренажная Давление на нагнетании насоса МПа 0,0-0,6 ± 0,35 Температура подшипника насоса (100П) С (-50) — (+120) ± 0,35 Уровень в ѐмкости м 0,3-1,8 ± 0,35 БРВ Давление воды в общем коллекторе МПа 0-4 ± 0,35 Температура воды в общем коллекторе С ± 0,35 Расход воды м 3 /ч 0-63 ± 0,35 БГ Давление воды в общем коллекторе МПа 0-4 ± 0,35 Температура воды в общем коллекторе С ± 0,35 Расход воды м 3 /ч 0-63 ± 0,25 Кустовая площадка 10 АГЗУ МЕРА-40 Давление нефти в общем коллекторе кгс/см ± 0,35 Температура нефти на входе С (-50) — (+100) ± 0,35 УДХ Температура реагента С ± 0,35 Уровень реагента м 0,0-1,6 ± 0,35 Ёмкость дренажная Давление на нагнетании насоса МПа 0,0-0,6 ± 0,35 Температура подшипника насоса (100П) С (-50) — (+120) ± 0,35 Уровень в ѐмкости м 0,3-1,8 ± 0,35 БРВ Давление воды в общем коллекторе МПа 0-4 ± 0,35 Температура воды в общем коллекторе С ± 0,35 Расход воды м 3 /ч 0-63 ± 0,35 БГ Давление воды в общем коллекторе МПа 0-4 ± 0,35 Температура воды в общем коллекторе С ± 0,35 Расход воды м 3 /ч 0-63 ± 0,25 ООО НПП «Томская электронная компания» 7

8 2 ОПЕРАЦИИ КАЛИБРОВКИ При проведении калибровки должны быть выполнены операции, указанные в таблице 2. Таблица 2 Наименование операции Номер пункта настоящей методики Обязательность проведения операции при: первичной периодической калибровке калибровке 1 Подготовка к калибровке Проведение калибровки Внешний осмотр Опробование Контроль метрологических характеристик Оформление результатов калибровки Периодичность калибровки один раз в год. ООО НПП «Томская электронная компания» 8

9 3 СРЕДСТВА КАЛИБРОВКИ Средства измерения должны быть поверены в соответствии с ПР «ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений». При проведении калибровки должны применяться средства измерений, указанные в таблице 3. Таблица 3 Основные технические и Средства поверки и метрологические характеристики вспомогательное оборудование диапазон измерений, погрешность, номинальное значение класс точности, цена деления Термометр ТМ 6-1 ( ) С Δ = ± 0,2 С; ЦД 0,2 С Гигрометр психрометрический ВИТ-2 Барометр М 110 Калибраторы электрических сигналов СА71 (20 90) % Δ = ± 7 % (0 25) С ЦД 0,2 С; Δ = ± 0,2 С (5 790) мм рт. ст. Δ = ± 1,5 мм рт. ст. в диапазоне от 100 до (0-20) ма, (0-55) ком, 790 мм рт. ст. ПГ ± 0,025 ПГ ± 0,025 Примечание Допускается использовать средства калибровки, имеющие аналогичные или лучшие метрологические характеристики. ООО НПП «Томская электронная компания» 9

10 4 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ При проведении калибровки должны быть соблюдены требования безопасности, изложенные в документах: — Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭЭП); — Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации электроустановок (ПОТР М , РД ); ООО НПП «Томская электронная компания» 10

11 5 УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ КАЛИБРОВКИ При проведении калибровки должны соблюдаться следующие условия: температура окружающей среды, º C 20 5; относительная влажность, % 30 60; атмосферное давление, кпа ,7; напряжение питания, В 220 4,4. Механические воздействия должны быть исключены. ООО НПП «Томская электронная компания» 11

12 6 ПОДГОТОВКА К КАЛИБРОВКЕ Перед проведением калибровки должны быть выполнены следующие подготовительные операции: — проверить комплектность Системы согласно документу ОФТ АТХ.015 ПС «Паспорт»; — подготовить к работе средства измерений согласно эксплуатационной документации на эти средства; — подготовить к работе АРМ оператора; — собрать схемы рабочих мест согласно приложениям А — Г. 6.1 Настройка каналов преобразования входного токового сигнала в показания давления, уровня, расхода, температуры, положения клапана Настройка каналов преобразования входных сигналов в показания давления, перепада давления, уровня, расхода, температуры показана на примере канала «Давление в сепараторе С3». Подать на вход канала величину тока 4,0 ма с калибратора СА 71, что соответствует 0,0 кгс/см 2. Ввести это значение для данного канала на видеограмме. Увеличить величину тока до 20 ма, что соответствует 1,5 кгс/см 2. Ввести это значение для данного канала на видеограмме. Аналогично провести настройку всех каналов (4,0 20,0 ма) по таблице Настройка каналов преобразования входных сигналов с термометров сопротивления в показания температуры Настройка каналов преобразования входных сигналов с термометров сопротивления в показания температуры показана на примере канала «Температура подшипника насоса дренажной ѐмкости Е5». Подать на вход измерительного канала величину сопротивления 80,00 Ом с калибратора СА 71. Записать значение минус 50 C на видеограмме для данного канала. Подать на вход измерительного канала величину сопротивления 158,22 Ом с калибратора СА 71. Записать значение 150 C на видеограмме для данного канала. Аналогично настроить все указанные в таблице 1 каналы преобразования температуры с термометров сопротивлений (100П). ООО НПП «Томская электронная компания» 12

13 7 ПРОВЕДЕНИЕ КАЛИБРОВКИ 7.1 Внешний осмотр При проведении внешнего осмотра выполнить следующие операции: — проверить отсутствие механических повреждений и нарушений покрытий, влияющих на функционирование Системы; — проверить визуально маркировку проводов в щитах, входящих в состав Системы, на соответствие схемам проекта. 7.2 Опробование Опробование канала преобразования входного токового сигнала (4-20) ма в показания давления, уровня, расхода, температуры, положения клапана Подать на вход канала «Давление в сепараторе С3» ток с калибратора СА71 в диапазоне от 4,0 до 20,0 ма. Контролировать изменение давления на видеограмме в диапазоне от 0,0 до 1,5 кгс/см 2. Провести опробование всех, приведенных в таблице 1, каналов преобразования токового сигнала (4-20) ма, задавая при этом значения тока в диапазоне от 4,0 до 20,0 ма Опробование каналов преобразования входных сигналов с термометров сопротивления в значения температуры Подать на вход канала «Температура подшипника насоса дренажной ѐмкости Е5» сопротивление с калибратора СА71 в диапазоне от 80,00 до 158,22 Ом. Контролировать изменение температуры на видеограмме в диапазоне от минус 50 до С. Провести опробование всех каналов преобразования температуры с термометров сопротивления, приведѐнных в таблице 1, задавая при этом значения сопротивления от 80,00 до 158,22 Ом. 7.3 Контроль метрологических характеристик Калибровка канала преобразования входного токового сигнала (4-20) ма в показания давления, уровня, расхода, температуры, положения клапана Калибровка показана на примере канала «Давление в сепараторе С3». Подать на вход измерительного канала ток с калибратора СА71 в соответствии с таблицей 4. При величине тока 4,00 ма на видеограмме контролировать значение давления в диапазоне от минус 0,00525 до 0,00525 кгс/см 2, занести значение давления в протокол. Рекомендуемая форма протокола приведена в приложении В. Увеличить ток до 8,00 ма, контролировать значение давления на видеограмме в диапазоне от 0,36975 до 0,38025 кгс/см 2, занести значение давления в протокол. Увеличить ток до 12,00 ма, контролировать значение давления на видеограмме в диапазоне от 0,74475 до 0, кгс/см 2, занести значение давления в протокол. Увеличить ток до 16,00 ма, контролировать значение давления на видеограмме в диапазоне от 1,11975 до 1,13025 кгс/см 2, занести значение давления в протокол. ООО НПП «Томская электронная компания» 13

14 Увеличить ток до 20,00 ма, контролировать значение давления на видеограмме в диапазоне от 1,49475 до 1,50525 кгс/см 2, занести значение давления в протокол. Аналогично провести калибровку всех каналов давления, уровня, расхода, температуры, положения клапана в соответствии с таблицами 4 8: — таблица 4 (для давления); — таблица 5 (для уровня); — таблица 6 (для расхода); — таблица 7 (для температуры); — таблица 8 (положение клапана). Таблица 4 Наименование измерительного канала Единицы измерения Задаваемое значение давления Система ППД Сепаратор первичной дегазации С3 тока, ма Допускаемые значения измеряемой величины Давление в ОВ-1 Давление в ОВ-2 Давление в сепараторе С3 кгс/см 2 0, ,00 0, , , ,00-0, , , ,00 0, , , ,00 1, , , ,00 1, ,50525 Отстойник вода ОВ-1 кгс/см 2 0,4000 8,00 0,3944 0,4056 0,0000 4,00-0,0056 0,0056 0, ,00 0,7944 0,8056 1, ,00 1,1944 1,2056 1, ,00 1,5944 1,6056 Отстойник вода ОВ-2 кгс/см 2 0,4000 8,00 0,3944 0,4056 0,0000 4,00-0,0056 0,0056 0, ,00 0,7944 0,8056 1, ,00 1,1944 1,2056 1, ,00 1,5944 1,6056 Ёмкость подземная дренажная Е5 Давление на нагнетании насоса дренажной ѐмкости Давление нефти в общем коллекторе кгс/см 2 2,500 8,00 2,465 2,535 0,000 4,00-0,035 0,035 5,000 12,00 4,965 5,035 7,500 16,00 7,465 7,535 10,000 20,00 9,965 10,035 АГЗУ МЕРА-40 МПа 0,00 4,00-0,14 0,14 10,00 8,00 9,86 10,14 20,00 12,00 19,86 20,14 30,00 16,00 29,86 30,14 40,00 20,00 39,86 40,14 ООО НПП «Томская электронная компания» 14

15 Наименование измерительного канала Давление на нагнетании насоса Давление воды в общем коллекторе Давление воды в общем коллекторе Задаваемое Единицы значение измерения давле- тока, ния ма Ёмкость дренажная МПа БРВ МПа БГ МПа Допускаемые значения измеряемой величины 0,0000 4,00-0,0021 0,0021 0,1500 8,00 1,1479 0,1521 0, ,00 0,2979 0,3021 0, ,00 0,4479 0,4521 0, ,00 0,5979 0,6021 0,000 4,00-0,014 0,014 1,000 8,00 0,986 1,014 2,000 12,00 1,986 2,014 3,000 16,00 2,986 3,014 4,000 20,00 3,986 4,014 0,000 4,00-0,014 0,014 1,000 8,00 0,986 1,014 2,000 12,00 1,986 2,014 3,000 16,00 2,986 3,014 4,000 20,00 3,986 4,014 Таблица 5 Наименование измерительного канала Единицы измерения Задаваемое значение Уровня Тока, ма Допускаемые значения измеряемой величины Уровень нефти в резервуаре Уровень воды в сепараторе Резервуарный парк Р-5,6 0,000 4,00-0,042 0,042 м 3,000 8,00 2,958 3,042 6,000 12,00 5,958 6,042 9,000 16,00 8,958 9,042 12,000 20,00 11,958 12,042 Система ППД Сепаратор первичной дегазации С3 0, ,00 0, ,60315 м 0, ,00 0, , , ,00 1, , , ,00 1, , , ,00 1, ,50315 ООО НПП «Томская электронная компания» 15

16 Наименование измерительного канала Единицы измерения Задаваемое значение Уровня Тока, ма Допускаемые значения измеряемой величины Уровень и раздел фаз нефть/вода в отстойнике Уровень и раздел фаз нефть/вода в отстойнике Уровень в ѐмкости Е5 Уровень воды и раздела фаз Уровень воды и раздела фаз Уровень реагента Уровень в ѐмкости Отстойник воды ОВ-1 % Отстойник воды ОВ-2 % Ёмкость подземная дренажная Е5 м Накопительный резервуар ППД РВ1 (700 м 3 ) м Накопительный резервуар ППД РВ2 (700 м 3 ) 0, ,00 0, , , ,00 0, , , ,00 1, , , ,00 1, , , ,00 1, , , ,00 0, , , ,00 2, , , ,00 3, , , ,00 5, , , ,00 7, , , ,00 0, ,32555 м 2, ,00 2, , , ,00 3, , , ,00 5, , , ,00 7, ,62555 Кустовая площадка 7, 10 УДХ м Ёмкость дренажная м 0,0000 4,00-0,0056 0,0056 0,4000 8,00 0,3944 0,4056 0, ,00 0,7944 0,8056 1, ,00 1,1944 1,2056 1, ,00 1,5944 1,6056 0, ,00 0, , , ,00 0, , , ,00 1, , , ,00 1, , , ,00 1, ,80525 ООО НПП «Томская электронная компания» 16

17 Таблица 6 Наименование измерительного канала Единицы измерения Задаваемое значение Расхода Тока, ма Допускаемые значения измеряемой величины Система ППД Сепаратор первичной дегазации С3 0,0000 4,00-0,2205 0,2205 Расход воды в сепараторе С3 м 3 /ч 31,5000 8,00 31, , , ,00 44, , , ,00 54, , , ,00 62, ,2205 Кустовая площадка 7, 10 БРВ 0,0000 4,00-0,2205 0,2205 Расход воды м 3 /ч 31,5000 8,00 31, , , ,00 44, , , ,00 54, , , ,00 62, ,2205 БГ 0,0000 4,00-0,2205 0,2205 Расход воды м 3 /ч 31,5000 8,00 31, , , ,00 44, , , ,00 54, , , ,00 62, ,2205 Таблица 7 Наименование измерительного канала Температура нефти в резервуаре Р-5,6 Температура воды Единицы измерения Задаваемое значение Температуры, Резервуарный парк Р-5,6 Тока, ма Допускаемые значения измеряемой величины, -50,000 4,00 (-50,525) (-49,475) -12,500 8,00 (-13,025) (-11,975) 25,000 12,00 24,475 25,525 62,500 16,00 61,975 63, ,000 20,00 99, ,525 Система ППД Сепаратор первичной дегазации С3 ООО НПП «Томская электронная компания» 17

18 Наименование измерительного канала Температура в отстойнике ОВ-1 Температура в отстойнике ОВ-2 Температура в ѐмкости Е5 Температура воды в РВ Температура воды в РВ Температура нефти на выходе Единицы измерения Задаваемое значение Температуры, Отстойник воды ОВ-1 Отстойник воды ОВ-2 Ёмкость подземная дренажная Е5 Тока, ма Допускаемые значения измеряемой величины, Накопительный резервуар ППД РВ1 (700 м 3 ) Накопительный резервуар ППД-РВ2 (700 м 3 ) -50,00 4,00 (-50,35) (-49,65) -25,00 8,00 (-25,35) (-24,65) 0,00 12,00-0,35 0,35 25,00 16,00 24,65 25,35 50,00 20,00 49,65 50,35-50,00 4,00 (-50,35) (-49,65) -25,00 8,00 (-25,35) (-24,65) 0,00 12,00-0,35 0,35 25,00 16,00 24,65 25,35 50,00 20,00 49,65 50,35 Кустовая площадка 7, 10 АГЗУ МЕРА-40-50,000 4,00 (-50,525) (-49,475) -12,500 8,00 (-13,025) (-11,975) 25,000 12,00 24,475 25,525 62,500 16,00 61,975 63, ,000 20,00 99, ,525 ООО НПП «Томская электронная компания» 18

19 Наименование измерительного канала Температура реагента Температура воды в общем коллекторе Температура воды в общем коллекторе Единицы измерения УДХ БРВ БГ Задаваемое значение Температуры, Тока, ма Допускаемые значения измеряемой величины, Таблица 8 Наименование измерительного канала Единицы измерения Положение клапана К20 по уровню % Положение клапана К19 по уровню % Задаваемое значение Положения клапана, % Система ППД Сепаратор первичной дегазации С3 Тока, ма Допускаемые значения измеряемой величины, % 100,0 20,00 99,65 100,35 ООО НПП «Томская электронная компания» 19

20 Наименование измерительного канала Единицы измерения Положение клапана К8.1 по давлению % Положение клапана К10.1 по уровню воды Положение клапана К7.1 по уровню нефти Положение клапана К8.2 по давлению % Положение клапана К10.2 по уровню воды Положение клапана К7.2 по уровню нефти Задаваемое значение Положения клапана, % Отстойник воды ОВ-1 % % Отстойник воды ОВ-2 % % Тока, ма Допускаемые значения измеряемой величины, % Значения показаний давления, перепада давления, уровня, расхода, температуры, положения клапана не должны выходить за пределы значений, указанных в столбцах «Допускаемые значения измеряемой величины» таблиц 4 8. ООО НПП «Томская электронная компания» 20

21 7.3.2 Калибровка канала преобразования входных сигналов с термометров сопротивления в значения температуры При калибровке каналов преобразования входных сигналов с термометров сопротивления в значения температуры пользоваться ГОСТ Р Калибровка показана на примере канала «Температура подшипника насоса дренажной ѐмкости Е5». Подать на вход измерительного канала сопротивление с калибратора СА71 в соответствии с таблицей 9. При величине сопротивления 80,00 Ом на АРМ оператора контролировать значение температуры в диапазоне от минус 50,7 до минус 49,3 ºС, занести значение температуры в протокол. Рекомендуемая форма протокола приведена в приложении В настоящей методики. Увеличить сопротивление до 100,00 Ом, контролировать значение температуры на АРМ оператора в диапазоне от минус 0,7 до 0,7 ºС, занести значение температуры в протокол. Увеличить сопротивление до 119,70 Ом, контролировать значение температуры на АРМ оператора в диапазоне от 49,3 до 50,7 ºС, занести значение температуры в протокол. Увеличить сопротивление до 139,11 Ом, контролировать значение температуры на АРМ оператора в диапазоне от 99,3 до 100,7 ºС, занести значение температуры в протокол. Увеличить сопротивление до 158,22 Ом, контролировать значение температуры на АРМ оператора в диапазоне от 149,3 до 150,7 ºС, занести значение температуры в протокол. Аналогично провести калибровку всех температурных каналов по таблице 9. Значения показаний температуры не должны выходить за пределы значений, указанных в столбце «Допускаемые значения измеряемой величины» таблицы 9. Таблица 9 Наименование измерительного канала Температура подшипника насоса дренажной ѐмкости Е5 (100П) Температура подшипника насоса (100П) Единицы измерения Задаваемое значение Температуры, С Система ППД Ёмкость подземная дренажная Е5 С Кустовая площадка 7, 10 Ёмкость дренажная С Сопротивления, Ом Допускаемые значения измеряемой величины, -50,0 80,00 (-50,7) (-49,3) 0,0 100,00-0,7 0,7 50,0 119,70 49,3 50,7 100,0 139,11 99,3 100,7 150,0 158,22 149,3 150,7-50,000 80,00 (-50,595) (-49,405) -7,500 97,02 (-8,095) (-6,905) 35, ,82 34,405 35,595 77, ,405 76,905 78, , ,79 119, ,595 (2) Границы допускаемых значений выходного сигнала ИК определяются по формулам (1) и А = F (x) + D o ( 1) B = F (x) — D o (2), ООО НПП «Томская электронная компания» 21

22 где А и В — соответственно нижняя и верхняя границы, в которых могут находиться выходные сигналы ИК; F (x) — измеренное значение; D o — допускаемые значения погрешности, которые определяются по формуле:. N D o = , (3), 100 где — допускаемая приведенная погрешность измерительного канала в %, 0,25; N — диапазон измерения канала. ООО НПП «Томская электронная компания» 22

23 8 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ КАЛИБРОВКИ Положительные результаты калибровки оформляются протоколом и записью в формуляре результатов и даты калибровки. Результаты калибровки ИК считаются положительными, если погрешность находится в допускаемых пределах во всех проверяемых точках. Если хотя бы в одной из проверяемых точек, в том числе при одном отсчете в одной из точек, погрешность выходит из заданных границ (превышает предел допускаемых значений), то ИК бракуется, ИК подлежит ремонту и проведению повторной калибровки ИК после ремонта. ООО НПП «Томская электронная компания» 23

24 ПРИЛОЖЕНИЕ А (обязательное) Схема проверки входных аналоговых каналов (4-20) ма ООО НПП «Томская электронная компания» 24

25 ООО НПП «Томская электронная компания» 25

26 ООО НПП «Томская электронная компания» 26

27 ПРИЛОЖЕНИЕ Б Схема проверки входных аналоговых каналов (4-20) ма в системе телемеханики ООО НПП «Томская электронная компания» 27

28 ПРИЛОЖЕНИЕ В Схема проверки искробезопасных каналов измерения термометров сопротивления АСУ ТП ООО НПП «Томская электронная компания» 28

29 ПРИЛОЖЕНИЕ Г Схема проверки искробезопасных каналов измерения термометров сопротивления в системе телемеханики ООО НПП «Томская электронная компания» 29

30 ПРИЛОЖЕНИЕ Д (рекомендуемое) Дата проведения калибровки Условия проведения калибровки: Форма протокола ПРОТОКОЛ калибровки измерительных каналов АСУ ТП температура влажность барометрическое давление При калибровке применялись следующие средства измерений Наименование, тип СИ дата последней поверки, номер свидетельства о поверке Заполнение протокола показано на примере канала «Давление в сепараторе С3» Наименование измерительного канала, диапазон измерения, единица измерения Давление сепараторе С3, (0 1,5) кгс/см 2 в Измеренные значения Задаваемое значение давление ток, ма; Допускаемые значения измеряемой величины 0, ,00-0, , , ,00 0, , , ,00 0, , , ,00 1, , , ,00 1, ,50525 Фактическая погрешность ООО НПП «Томская электронная компания» 30

31 Лист регистрации изменений Изм измененных Номера листов ( страниц ) замененных новых аннулированных Всего листов (страниц) в докум. Входящ. сопровод. докум. докум. и дата Подп. Дата ООО НПП «Томская электронная компания» 31

Источник

Поделиться с друзьями
Моя стройка
Adblock
detector