Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 МПСА НПС. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 МПСА НПС

Основные
Тип SIMATIC PCS7 МПСА НПС
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1376 п. 70 от 25.09.2014
Срок действия сертификата 25.09.2019
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) C

Назначение

Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 МПСА НПС (далее - ПТК МПСА НПС) -предназначены для измерения силы постоянного тока, температуры, совместно с первичными термопреобразователями сопротивления, а также для сбора, обработки и регистрации измерительной информации и выдачи управляющих воздействий в аналоговой и дискретной форме.

Описание

Принцип действия ПТК МПСА НПС основан на аналогово-цифровом преобразовании входных аналоговых сигналов с последующей передачей данных на автоматическое рабочее место (АРМ) оператора для отображения и регистрации. ПТК МПСА НПС применяются в автоматизированных системах управления технологическим процессом (АСУ ТП) транспортирования и хранения нефти и нефтепродуктов, в том числе для автоматизации объектов магистральных нефтепроводов, нефтеперекачивающих станций (НПС), резервуарных парков (РП), нефтебаз, нефтеналивных причалов, системах телемеханизации.

ПТК МПСА НПС обеспечивают выполнение следующих функций:

- измерение выходных сигналов и сбор информации от первичных датчиков и преобразователей различных технологических параметров;

- первичную цифровую обработку полученной информации;

- сравнение измеренных значений параметров контролируемого объекта с заданными пределами;

- регистрацию и запоминание измеренных значений, их отклонений от заданных уставок;

- накопление и хранение полученной информации;

- визуализацию и анализ текущей и накопленной информации в виде экранных форм, отчетов, графиков на мониторе и принтере;

- удаленное управление различным технологическим оборудованием;

- централизованное конфигурирование параметров датчиков удаленных объектов.

В состав ПТК МПСА НПС входят следующие основные блоки:

- преобразователи для согласования уровней сигналов, гальванической развязки и/или искробезопасной защиты между первичными измерительными преобразователями и исполнительными механизмами с одной стороны и модулями ввода-вывода сигналов контроллеров с другой стороны, питания первичных приборов и преобразователей;

- программируемые логические контроллеры Siemens серии Simatic S7-300 (Госреестр № 15772-11), Simatic S7-400 (Госреестр № 15773-11) и устройств распределенного ввода-вывода Simatic ЕТ200 (Госреестр № 22734-11) с модулями ввода-вывода аналоговых и дискретных сигналов

- преобразователи измерительные тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К (Госреестр № 22153-08) (по заказу);

- АРМ операторов на базе компьютеров типа IBM PC для визуализации технологических параметров, выполнения расчетов, ведения протоколов и архивации данных.

Все электрооборудование ПТК МПСА НПС устанавливается в герметизированных пыле-и влагозащищенных шкафах со степенью защиты не ниже IP43 (для шкафов, устанавливаемых вне помещений) или IP21 (в помещениях). При эксплуатации в условиях низкой температуры шкафы дополнительно оснащаются системой подогрева.

В ПТК МПСА НПС используются протоколы передачи данных по полевой шине Profibus и HART (только для конфигурирования преобразователей), для связи модулей контроллеров с ЦПУ и АРМ оператора - S7/TCP.

Обмен данными между ПТК МПСА НПС и внешними системами осуществляется по протоколам TCP/IP, МЭК870-5-101-95, МЭК870-5-104-95, MODBUS и другим сертифицированным промышленным протоколам передачи данных по проводным и беспроводным каналам связи.

Связь с системой контроля вибрации может осуществляться по интерфейсу RS-485, протокол Modbus RTU. Связь с системой контроля загазованности может осуществляться по интерфейсу RS-485, протокол Modbus RTU.

Внешний вид ПТК МПСА НПС представлен на рисунке 1.

Программное обеспечение

ПТК МПСА НПС имеют встроенное программное обеспечение (ПО), представляющее собой микропрограмму, которое реализовано аппаратно и является метрологически значимым.

Вклад микропрограммы в суммарную погрешность ПТК МПСА НПС незначителен, так как определяется погрешностью дискретизации (погрешностью АЦП), являющейся ничтожно малой по сравнению с погрешностью ПТК МПСА НПС.

Внешнее программное обеспечение является метрологически незначимым и предназначено для снятия цифровых значений с преобразователей, последующей их нормализацией в значения измеряемой величины и передачи их по каналам связи

Идентификационные данные программного обеспечения ПТК МПСА НПС приведены в таблице 1.

У ровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения ПТК МПСА НПС

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Встроенное

Микропрограмма

-

Внешнее

Simatic PCS7

не ниже 8.0

Рис. 1 - Внешний вид ПТК МПСА НПС

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.

_____Таблица 2 - Метрологические характеристики ПТК МПСА НПС__________________

Наименование измерительного канала

Диапазон входного сигнала ПТК

Пределы допускаемой погрешности ПТК1)2)

Давления нефти в САРД

от 0 до 20 мА; от 4 до 20 мА

Y = ± (0,05/0,11) %

Давления нефти в линейной части МН

от 0 до 20 мА; от 4 до 20 мА

Y = ± (0,05/0,11) %

Давления нефти в линейной части МН, канал с HART-протоколом для настройки датчика

от 0 до 20 мА; от 4 до 20 мА

Y = ± (0,1/0,14) %

Давления нефти в остальных случаях, в т.ч. канал с HART-протоколом для настройки датчика

от 0 до 20 мА; от 4 до 20 мА

Y = ± (0,3/0,32) %

Перепад давления нефти, избыточное давление сред вспомогательных систем

от 0 до 20 мА; от 4 до 20 мА

Y = ± (0,3/0,32) %

Сила тока, напряжение, мощность

от 0 до 20 мА; от 4 до 20 мА

Y = ± (0,5/0,51) %

Виброскорость

от 0 до 20 мА; от 4 до 20 мА

Y = ± (0,5/0,51) %

Загазованность воздуха парами нефти

от 0 до 20 мА; от 4 до 20 мА

Y = ± (0,5/0,51) %

Осевое смещение ротора

от 0 до 20 мА; от 4 до 20 мА

Y = ± (0,5/0,51) %

Уровень жидкости во вспомогательных емкостях

от 0 до 20 мА; от 4 до 20 мА

Y = ± (0,1/0,14) %

Температура нефти в трубопроводах, в т.ч. канал с HART-протоколом для настройки датчика

от 0 до 20 мА;

от 4 до 20 мА;

Термопреобразователи сопротивления :3)

Pt100

Y = ± (0,3/0,32) %

Д = ± (0,4/0,5) °С

Температура других сред, в т.ч. канал с HART-протоколом для настройки датчика

от 0 до 20 мА;

от 4 до 20 мА;

Т ермопреобразователи сопротивления:3) Pt100

Y = ± (0,3/0,32) %

Д = ± (1,2/1,3) °С

Канал цифро-аналогового преобразования

от 0 до 20 мА; от 4 до 20 мА

Y = ± (0,5/0,51) %

1)Без барьера/с барьером искрозащиты или гальванической развязки.

2)Пределы допускаемой приведенной (у), абсолютной (Д) погрешности измерения.

3)Диапазон значений входного сопротивления постоянного тока, соответствующий типу термопреобразователя сопротивления, приведен в таблице 3.

Таблица 3 - Выходные значения термопреобразователя сопротивления в соответствии с

ГОСТ 6651-2009

Тип термопреобразователя сопротивления

Диапазон измерения температуры, °С

Диапазон входного сопротивления, Ом

Pt100

от минус 100 до плюс 300

от 60,26 до 212,05

Таблица 4 - Технические характеристики

Характеристика

Значение

Рабочие условия применения:

- температура окружающей среды, °С

- температура окружающей среды (при использовании дополнительного обогрева шкафа), °С

- относительная влажность (без конденсации влаги), %

- атмосферное давление, кПа

от плюс 5 до плюс 40

от минус 40 до плюс 40

от 40 до 90

от 84 до 107

Габаритные размеры (ВХШ*Г), мм:

2000x1200x600

Масса, кг, не более:

360

Напряжение питания

220 В ± 10% частотой 50±1 Гц

Средняя наработка на отказ, не менее, ч

20000

Срок службы, не менее, лет

20

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на панели ПТК МПСА НПС методом трафаретной печати и типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации.

Комплектность

Комплект поставки представлен в таблице 4. Таблица 4

Наименование и условное обозначение

Кол.

Комплекс программно-технический SIMATIC PCS7 МПСА НПС

1 шт.

Комплект ЗИП

1 шт.

Руководство по эксплуатации

1 экз.

Наименование и условное обозначение

Кол.

Паспорт

1 экз.

Методика поверки

1 экз.

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 58604-14 «Комплексы программнотехнические SIMATIC PCS7 МПСА НПС. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в августе 2014 г.

Основные средства поверки:

- Калибратор электрических сигналов СА11Е (Госреестр № 53468-13), диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 24 мА, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности воспроизведения силы постоянного тока ±(0,05 % показания + 4 мкА);

- Калибратор многофункциональный МС5-И (Госреестр № 22237-08), диапазон воспроизведения сигналов термопреобразователей сопротивления (Pt100) в диапазоне температур от минус 200 до плюс 850 °С, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности воспроизведения температуры в диапазоне от минус 200 до 0 °С ± 0,1 °С, в диапазоне от 0 до 850 °С ±(0,1 °С % + 0,025 % показания °С).

Сведения о методах измерений

Сведения приведены в руководстве по эксплуатации 4217-001-17717434 2014 РЭ «Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 МПСА НПС. Руководство по эксплуатации».

Нормативные документы

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

ГОСТ 14014-91 «Приборы и преобразователи измерительные цифровые напряжения, тока, сопротивления. Общие технические требования и методы испытаний».

ГОСТ 8.022-91 «ГСИ. Государственный первичный эталон и государственная поверочная схема для средств измерений силы постоянного электрического тока в диапазоне 1 • 10-16 ... 30 А» ГОСТ 6651-2009 «ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний»

РД-35.240.50-КТН-109-13 «Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Основные положения»

ТУ 4217-001-17717434-2014 «Комплекс программно-технический SIMATIC PCS7 МПСА НПС». Технические условия.

Рекомендации к применению

Выполнение работ по оценке соответствия продукции и иных объектов обязательным требованиям в соответствии с законодательством Российской Федерации о техническом регулировании.

Развернуть полное описание