Система измерения струна ошибка е 50

УСЛОВИЯ ИЗГОТОВЛЕНИЯ И ВВОДА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

систем измерительных “Струна+”

1. Для изготовления датчиков (ППП), Заказчик предоставляет в «Бланке заказа«

следующую информацию о каждом резервуаре:

а) наличие датчика плотности в ППП и его тип

б) максимальная высота взлива нефтепродукта или СУГ в резервуаре Н1, (рис.1).

в) расстояние от днища резервуара

до крышки горловины Н2 (рис. 1),

г) расстояние от крышки горловины

до крышки приямка или крыши навеса контейнерных АЗС, АГЗС, H3 (рис.1),

д) расстояние между фланцами, при варианте ППП на двух фланцах

е) тип топлива

Рис. 1

2. Датчики ППП поставляются с крепежным фланцем, обеспечивающим

герметичность и вертикальность установки его в резервуаре. Заказчиком производится доработка

резервуаров нефтепродуктов на АЗС под установочные размеры фланца ППП (рис. 2).

Установочные размеры фланцев ППП для сжиженного газа и нефтебаз высылаются по запросу.
4 шпильки М8 крышка горловины

под углом 90   180 резервуара

20

 160

Рис.2

3. Заказчиком прокладываются в трубах кабели марки МКЭШ 5х0,35

ГОСТ 10348-80 от каждого резервуара до операторской. Свободные

концы кабеля в приямках должны быть защищены бронерукавом.

4. Внешние оповещатели (свето-звуковые), исполнительные механизмы, а

также кабели от них до устройства БУ2 системы, устанавливает

Заказчик.

5. Система вводится в эксплуатацию в соответствии с

“Инструкцией по монтажу” и “Руководством по эксплуатации” системы, как специалистами Исполнителя, так и представителями Заказчика, прошедшими обучение.

6. Гарантийный срок работы уровнемера составляет 1,5 года с момента

ввода в эксплуатацию, но не позднее 3-х месяцев со дня приёмки ОТК.

СИСТЕМЫ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ «СТРУНА+»

Системы измерительные “Струна+” (далее Системы), предназначены для измерения уровня, температуры, плотности, давления, загазованности парами (бензин, метан, СУГ), объёма, массы светлых нефтепродуктов и сжиженного газа (включая паровую фазу) в одностенных и двустенных резервуарах, повышения уровня пожарной и экологической безопасности, автоматизации процессов учета нефтепродуктов на АЗС, АГЗС, нефтебазах. Системы могут применяться на предприятиях пищевой и химической промышленности.
Системы зарегистрированы как тип средств измерений (свидетельство об утверждении типа RU.C.34.004.A № 57054, срок действия до 07 октября 2019г.), регистрационный

№ 58711-14.
Входящие в систему, датчики загазованности ДЗО зарегистрированы как тип средств измерений (свидетельство об утверждении типа RU.C.31.004.A №55999, срок действия до 02 июля 2019г.), регистрационный №57765-14.
Системы и датчики ДЗО соответствуют требованиям Технического регламента

Таможенного союза ТР ТС 012/2011, сертификат соответствия

№ ТС RU C-RU.ГБ05.В.002260, срок действия до 01 ноября 2018г.

Системы и датчики изготавливаются на производственной базе с системой

менеджмента качества по ГОСТ ISO 9001-2011 (ISO 9001:2008). Регистрационный № РОСС

RU.ИС86.К00058. Срок действия до 28 июля 2017г.
В состав системы входят методики выполнения измерений массы нефтепродуктов и СУГ

(включая паровую фазу) и программное обеспечение, реализующее указанные методики.
Устройства измерения уровня, плотности и загазованности защищены

несколькими патентами РФ.
Системы измерительные “Струна+” обеспечивают:

• Автоматизацию измерений параметров светлых нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов (СУГ) с учётом массы паровой фазы при приеме, отпуске, хранении и оперативном контроле на АЗС, АГЗС и нефтебазах.
• Высокоточное дистанционное измерение уровня, температуры, плотности, давления, объема и массы светлых нефтепродуктов и СУГ (с учётом массы паровой фазы) в одностенных и двустенных резервуарах, пищевых и агрессивных жидкостей.
• Широкое использование в комплексных системах учета, хранения и отпуска нефтепродуктов.
• Использование в системах градуировки резервуаров.
• Автоматический контроль герметичности резервуаров.
• Контроль перелива топлива.
• Сигнализация наличия (2 уровня) или непрерывное измерение

уровня подтоварной воды.

• Самоконтроль и метрологическая поверка без демонтажа оборудования.
• Отображение результатов измерений и вычислений параметров на автономном индикаторе

или вывод информации в систему пользователя по стандартным интерфейсам RS-485, USB,

через радиомодем, поддержка стандартных протоколов ОРС, TCP/IP.

• Измерение объёма и массы нефтепродуктов и СУГ (с учётом массы паровой фазы) в резервуарах АЗС и нефтебаз с нормированной точностью.
• Контроль содержания горючих газов и паров на АЗС, АГЗС и нефтебазах
• Взрывозащиту “Искробезопасная электрическая цепь”.
• Межповерочный интервал 4 года.

Технические характеристики системы “Струна+”
Диапазоны измерений уровня, мм:

— ППП без плотномера и с погружным плотномером для АЗС, АГЗС, АПЖ от 120 до 4000

— ППП с поверхностным плотномером для АЗС 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 400

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения уровня, мм:

— ППП в диапазоне до 4 метров и для ГР до 9000 ±1

— ППП в диапазоне свыше 4 метров (для НБ), мм ±2

— ДУТ ±5

Порог чувствительности ППП, мм

±0,2

Температурный диапазон эксплуатации датчиков, ºС

от -40 до +55

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений

Температуры, ºС ±0,5
Диапазоны измерений плотности погружным плотномером, кг/м³:

— 1 диапазон (сжиженный газ) от 499 до 599

— 2 диапазон (АИ-80, АИ-92, АИ-95, АИ-98) от 679 до 803

— 3 диапазон (керосин и ДТ) от 760 до 880

— 4 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» 25

— 2 порог «авария» 80

Диапазон измерений уровня подтоварной воды (для НБ), мм от 80 до 300

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерений уровня воды (для НБ), мм: ±2

Диапазоны измерения объёмной доли:

— паров бензина и СУГ, %НКПР от 0 до 60

— метана, % об. доля от 0 до 2,5

Диапазоны измерений избыточного давления, МПа:

— для АГЗС, трубопроводов от 0 до 1,6

— для межстенного пространства резервуаров АЗС от 0 до 0,25

Пределы приведенной погрешности измерений давления, %

±0,7

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

Состав систем измерительных “Струна+”

Структурная схема подключения системы показана на следующем рисунке. На ней представлена система в

максимальной комплектации, т.е. с возможностью подключения до 64-х каналов параметров измерения и до 64

точек управления. Система состоит из первичных преобразователей ППП, датчиков уровня и температуры ДУТ,

давления ДД1, загазованности ДЗО и устройств распределительных УР, блоков управления и средств отображения.

от БИЗ УР3

УР 4

БР/1

БР/4

БП 1

ППП, ДУТ, 52

Группы ДД1, ДЗО

ППП, ДУТ, 49

Группы ДД1, ДЗО

ППП, ДУТ, 64

Группы ДД1, ДЗО

ППП, ДУТ, 61

Группы ДД1, ДЗО

БИЗ

1

1

4

8

БУ2 /8

1

БУ2 /1

к БУ2/2

от БУ2/7

61

4

64

Первичные преобразователи параметров ППП, датчики давления ДД1, уровня и температуры

ДУТ, загазованности оптические ДЗО – это источники измерительной информации. Они являются

законченными устройствами по преобразованию промежуточных электрических значений параметров

в соответствующие единицы физических величин, а также по хранению текущих значений параметров

и выдаче этих значений потребителям по запросу.

Первичные преобразователи параметров (ППП) имеют несколько вариантов исполнения

в зависимости от продукта в резервуаре и параметров измерения. Выпускаются ППП для измерения
светлых нефтепродуктов, СУГ и агрессивно-пищевых жидкостей (АПЖ), а также метрологические

для градуировки резервуаров до 4 и 9 м. С точки зрения измерения параметров, ППП для любых

вариантов предназначены для измерения уровня, температуры в 3-х точках, а также уровня воды для

нефтепродуктов. Измерение уровня воды в ППП для СУГ, АПЖ и метрологических ППП отсутствуют.

Все ППП, кроме метрологических, имеют варианты исполнения с измерением плотности.

Датчики уровня и температуры (ДУТ) – это дискретно-непрерывные измерители уровня с

дискретностью 5 мм и предназначены для работы в расширительных бачках двустенных резервуаров.

Подключаются непосредственно к ППП (через отдельный вход, по одному на ППП).

Датчики давления ДД1 выпускаются в двух диапазонах: для работы в трубопроводах и в

резервуарах — 1,6 мПа и для работы в межстенном пространстве двустенных резервуаров — 0,25 мПа.

Датчики ДД1 подключаются непосредственно к ППП (через отдельный вход, по одному на ППП)

или группа ДД1 до 5 штук подключаются каждый к своей клеммной коробке КК1 и уже вся группа на

отдельный вход БР.

Уникальными по своим характеристикам являются датчики загазованности ДЗО. Защита датчиков

выполнена по схеме “искробезопасная электрическая цепь”, что определяет их малые размеры, срок

службы 10 лет независимо от концентрации газов, позволяют производить замену, калибровку и

поверку без демонтажа кабельных соединений, а также, наличие магнитного ключа упрощают смену

режима работы в системе. Датчики ДЗО подключаются к системе только группами до пяти датчиков в

группе через свой КИ и уже вся группа на отдельный вход БР.

Поэтому, как для датчиков ДД1 так и для датчиков ДЗО при групповом подключении необходимо

резервировать дополнительные входы в системе.

Сбор и маршрутизацию информации в системе выполняется устройством распределительным УР,

которое осуществляет прием информации от 16-ти ППП, ДУТ или групп ДД1 и ДЗО. А также выдачу

информации по проводным или беспроводным каналам связи. БР – блок распределительный,

осуществляет запрос информации, приём и выдачу её в каналы связи. В одно устройство УР может

входить до 4-х блоков БР. БИЗ – блок изолятора, служит для группирования нескольких (до 4-х)

устройств УР, при этом общее число подключаемых источников информации увеличится до 64, а

также подключения блоков индикации БИ 1 и управления БУ 2. БРМ 1 – блок радиомодема, который

предназначен для организации проводного или беспроводного каналов связи. Конструктивно

устройство УР выполняется в двух вариантах исполнения: уличное – для расположения вблизи

взрывоопасных зон на открытых площадках в специальных шкафах со степенью защиты IP54 без

обогрева и комнатное – в шкафу со степенью защиты IP20. Все блоки, входящие в состав устройства

УР выполнены по модульному принципу.

Блок индикации БИ1 предназначен для оперативного отображения всей информации по различным

параметрам, а также оперативного внесения изменений в конфигурацию системы, задания исходных

данных и других целей. Блок БИ1 может использоваться стационарно, находясь в помещении, или как

переносной блок для контроля работоспособности системы с устройством УР, установленного вне

помещения. Подключение блока БИ1 осуществляется по интерфейсу CAN и CAN-T, причем если

он подключается по шине CAN, то требуется дополнительный блок питания, если же через CAN-T

(телефонный), то не требуется. При стационарном использовании блока БИ1 от него информация

поступает к ПЭВМ через стандартные интерфейсы USB и RS-485. При использовании RS-485 на

расстояния до 1200м, со стороны ПЭВМ должны использоваться конверторы интерфейсов RS-485/USB

(БСИ2). Комплект поставки блока БИ1: Блок БИ1, блок БП2, кабель входной кабель CAN-T длиной

20 м и выходной кабель c USB длиной 5 м. Если расстояние от БИ1 до ПЭВМ более 5м, то необходимо

дополнительно заказывать кабель до БСИ2 и блок БСИ2.

Блок управления БУ2 предназначен для выдачи управляющих воздействий на исполнительные

устройства (сигнализаторы, магнитные пускатели, реле и так далее) в зависимости от наступления

каких либо событий, связанных с параметрами, например, достижения верхнего или нижнего

предельных значений уровня или предельной концентрации паров. Один блок БУ2 рассчитан на выдачу

управляющих воздействий по восьми независимым каналам. Каждый канал может осуществлять

замыкание через оптосемисторную пару (для 220в) или твёрдотельное реле (для 27в). Выбор и

установка каналов производится на этапе заказа оборудования. И

220В 5

0Гц

нформацию блок БУ2 получает от

блока БИЗ устройства УР. Блоки БУ2 позволяют группирование до восьми блоков, таким образом,

в одной системе можно иметь до 64 каналов управления. В зависимости от расположения объектов

управления блоки БУ2, также, как и устройство УР, могут быть выполнены в шкафах уличного

исполнения или для помещений.

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

Общее описание

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).

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, 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) 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/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 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+”

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 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.

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 – 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.

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:

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.

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

Скачать бланк заказа, документацию и сервисные программы

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, 0 С	± 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”:

— 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.

{jd_file file==195}

{jd_file file==194}

{jd_file file==193}